Blowout (forage de puits) - Blowout (well drilling)

Le Lucas Gusher à Spindletop , Texas (1901)

Une éruption est le rejet incontrôlé de pétrole brut et/ou de gaz naturel d'un puits de pétrole ou de gaz après la défaillance des systèmes de contrôle de la pression. Les puits modernes ont des obturateurs anti - éruption destinés à empêcher un tel événement. Une étincelle accidentelle lors d'une éruption peut entraîner un incendie catastrophique de pétrole ou de gaz .

Avant l'avènement des équipements de contrôle de la pression dans les années 1920, la libération incontrôlée de pétrole et de gaz d'un puits pendant le forage était courante et était connue sous le nom de puits de pétrole , de puits ou de puits sauvage .

Histoire

Les Gushers étaient une icône de l'exploration pétrolière à la fin du XIXe et au début du XXe siècle. À cette époque, les techniques de forage simples, telles que le forage à l'aide d'un câble , et le manque de dispositifs anti - éruption signifiaient que les foreurs ne pouvaient pas contrôler les réservoirs à haute pression. Lorsque ces zones à haute pression étaient percées, le pétrole ou le gaz naturel remontait le puits à une vitesse élevée, forçant le train de tiges à sortir et créant un jaillissement. Un puits qui a commencé comme un geyser aurait "soufflé": par exemple, le Lakeview Gusher a explosé en 1910. Ces puits non bouchés pouvaient produire de grandes quantités de pétrole, projetant souvent 200 pieds (60 m) ou plus haut dans les airs. . Une éruption composée principalement de gaz naturel était connue sous le nom de jaillissement de gaz .

En dépit d'être des symboles de richesse nouvellement découverte, les jaillissements étaient dangereux et inutiles. Ils ont tué des ouvriers impliqués dans le forage, détruit des équipements et recouvert le paysage de milliers de barils de pétrole ; de plus, le choc explosif libéré par le puits lorsqu'il perce un réservoir de pétrole/gaz a été à l'origine de la perte totale de l'ouïe d'un certain nombre de pétroliers ; se tenir trop près de la plate-forme de forage au moment où elle fore dans le réservoir de pétrole est extrêmement dangereux. L'impact sur la faune est très difficile à quantifier, mais ne peut être estimé comme étant léger que dans les modèles les plus optimistes. En réalité, l'impact écologique est estimé par les scientifiques de tout le spectre idéologique comme étant sévère, profond et durable.

Pour compliquer davantage les choses, l'huile qui s'écoulait librement était - et est - en danger de s'enflammer. Un récit dramatique d'une éruption et d'un incendie se lit comme suit :

Avec un rugissement comme une centaine de trains express traversant la campagne, le puits a soufflé, crachant de l'huile dans toutes les directions. Le derrick s'est simplement évaporé. Les boyaux se fanaient comme de la laitue hors de l'eau, tandis que la machinerie lourde se tordait et se tordait en formes grotesques dans l'enfer enflammé.

Le développement des techniques de forage rotatif où la densité du fluide de forage est suffisante pour surmonter la pression de fond d'une zone nouvellement pénétrée a permis d'éviter les jaillissements. Si toutefois la densité du fluide n'était pas adéquate ou si des fluides étaient perdus dans la formation, alors il y avait toujours un risque important d'éruption de puits.

En 1924, le premier obturateur anti-éruption réussi a été mis sur le marché. La vanne BOP fixée à la tête de puits pourrait être fermée en cas de forage dans une zone à haute pression, et les fluides de puits contenus. Des techniques de contrôle de puits pourraient être utilisées pour reprendre le contrôle du puits. Au fur et à mesure que la technologie se développait, les obturateurs anti-éruption sont devenus un équipement standard et les gicleurs sont devenus une chose du passé.

Dans l'industrie pétrolière moderne, les puits incontrôlables sont devenus connus sous le nom d'éruptions et sont relativement rares. Il y a eu une amélioration significative de la technologie, des techniques de contrôle des puits et de la formation du personnel, ce qui a aidé à prévenir leur apparition. De 1976 à 1981, 21 rapports d'éruption sont disponibles.

jaillissements notables

• Une éruption en 1815 a résulté d'une tentative de forage pour le sel plutôt que pour le pétrole. Joseph Eichar et son équipe creusaient à l'ouest de la ville de Wooster, dans l'Ohio , aux États-Unis, le long du ruisseau Killbuck, lorsqu'ils ont trouvé du pétrole. Dans un récit écrit par la fille d'Eichar, Eleanor, la grève a produit "une explosion spontanée, qui a grimpé jusqu'à la cime des plus hauts arbres!"
• Les foreurs de pétrole ont frappé un certain nombre de jaillissements près de Oil City, Pennsylvanie , États-Unis en 1861. Le plus célèbre était le puits Little & Merrick , qui a commencé à jaillir du pétrole le 17 avril 1861. Le spectacle de la fontaine de pétrole s'écoulant à environ 3 000 barils ( 480 m ³ ) par jour avaient attiré environ 150 spectateurs au moment où une heure plus tard, le jet d'huile a pris feu, faisant pleuvoir le feu sur les spectateurs imbibés d'huile. Trente personnes sont mortes. Les autres premiers jaillissements du nord-ouest de la Pennsylvanie étaient le Phillips #2 (4 000 barils (640 m ³ ) par jour) en septembre 1861 et le puits Woodford (3 000 barils (480 m ³ ) par jour) en décembre 1861.
• Le Shaw Gusher à Oil Springs, en Ontario , a été le premier puits de pétrole au Canada. Le 16 janvier 1862, il a projeté du pétrole de plus de 60 mètres (200 pieds) sous terre jusqu'au-dessus de la cime des arbres à un rythme de 3 000 barils (480 m ³ ) par jour, déclenchant le boom pétrolier dans le comté de Lambton.
• Lucas Gusher à Spindletop à Beaumont, Texas , États-Unis en 1901 a coulé à 100 000 barils (16 000 m ³ ) par jour à son apogée, mais a rapidement ralenti et a été plafonné en neuf jours. Le puits a triplé la production pétrolière américaine du jour au lendemain et a marqué le début de l'industrie pétrolière du Texas.
• Masjed Soleiman , Iran , en 1908 , a marqué la première grande grève pétrolière enregistrée au Moyen - Orient .
• Dos Bocas dans l'État de Veracruz, au Mexique, était une célèbre éruption mexicaine de 1908 qui a formé un grand cratère. Il a fui du pétrole du réservoir principal pendant de nombreuses années, continuant même après 1938 (lorsque Pemex a nationalisé l'industrie pétrolière mexicaine).
• Lakeview Gusher sur le champ pétrolifère Midway-Sunset dans le comté de Kern, en Californie , aux États-Unis de 1910 est considéré comme le plus grand jaillissement des États-Unis. À son apogée, plus de 100 000 barils (16 000 m ³ ) de pétrole par jour s'écoulaient, atteignant jusqu'à 200 pieds (60 m) dans les airs. Il est resté non plafonné pendant 18 mois, déversant plus de 9 millions de barils (1 400 000 m ³ ) de pétrole, dont moins de la moitié a été récupérée.
• Un jaillissement de courte durée à Alamitos #1 à Signal Hill, Californie , États-Unis en 1921 a marqué la découverte du gisement de pétrole de Long Beach , l'un des champs de pétrole les plus productifs au monde.
• Le puits Barroso 2 à Cabimas , Venezuela , en décembre 1922 a coulé à environ 100 000 barils (16 000 m ³ ) par jour pendant neuf jours, plus une grande quantité de gaz naturel.
• Baba Gurgur près de Kirkouk , en Irak , un champ pétrolifère connu depuis l' antiquité , a éclaté à un rythme de 95 000 barils (15 100 m ³ ) par jour en 1927.
• Le Yates #30-A dans le comté de Pecos, Texas, aux États-Unis, jaillissant de 80 pieds à travers le tubage de quinze pouces, a produit un record mondial de 204 682 barils de pétrole par jour à une profondeur de 1 070 pieds le 23 septembre 1929.
• Le gusher Wild Mary Sudik à Oklahoma City, Oklahoma , États-Unis en 1930 a coulé à un débit de 72 000 barils (11 400 m ³ ) par jour.
• Le gusher Daisy Bradford en 1930 a marqué la découverte du champ pétrolifère de l' Est du Texas , le plus grand champ pétrolifère des États-Unis contigus .
• Le plus grand jaillisseur de pétrole « sauvage » connu a soufflé près de Qom , en Iran, le 26 août 1956. Le pétrole incontrôlé a jailli à une hauteur de 52 m (170 pi), à un débit de 120 000 barils (19 000 m ³ ) par jour. Le gusher a été fermé après 90 jours de travail par Bagher Mostofi et Myron Kinley (USA).
• L'un des jaillissements les plus gênants s'est produit le 23 juin 1985, au puits n°37 du champ de Tengiz à Atyrau , dans la RSS du Kazakhstan , en Union soviétique , où le puits de 4 209 mètres de profondeur a explosé et le jaillisseur de 200 mètres de haut s'est auto-enflammé deux jours plus tard. La pression d'huile jusqu'à 800 atm et la teneur élevée en sulfure d'hydrogène n'avaient conduit à la fermeture du geyser que le 27 juillet 1986. Le volume total de matière en éruption mesuré à 4,3 millions de tonnes métriques de pétrole et 1,7 milliard de m³ de gaz naturel , et le geyser en feu a entraîné 890 tonnes de mercaptans divers et plus de 900 000 tonnes de suies rejetées dans l'atmosphère.
• Explosion Deepwater Horizon : La plus grandeéruption sous-marine de l'histoire des États-Unis s'est produite le 20 avril 2010, dans le golfe du Mexique, sur lechamp pétrolier de Macondo Prospect . L'éruption a provoqué l'explosion du Deepwater Horizon , une plate-forme mobile de forage en mer appartenant à Transocean et louée à BP au moment de l'éruption. Bien que le volume exact de pétrole déversé soit inconnu, au 3 juin 2010, legroupe technique de débitdu United States Geological Survey a estimé entre 35 000 et 60 000 barils (5 600 à 9 500 m ³ ) de pétrole brut par jour.

Cause des éruptions

Pression du réservoir

Un piège à pétrole. Une irrégularité (le piège ) dans une couche de roches imperméables (le sceau ) retient le pétrole s'écoulant vers le haut, formant un réservoir.

Le pétrole ou le pétrole brut est un liquide inflammable d'origine naturelle constitué d'un mélange complexe d' hydrocarbures de divers poids moléculaires et d'autres composés organiques, trouvés dans les formations géologiques sous la surface de la Terre. Parce que la plupart des hydrocarbures sont plus légers que la roche ou l'eau, ils migrent souvent vers le haut et parfois latéralement à travers les couches rocheuses adjacentes jusqu'à atteindre la surface ou être piégés dans des roches poreuses (appelées réservoirs) par des roches imperméables au-dessus. Lorsque les hydrocarbures sont concentrés dans un piège, un champ pétrolifère se forme, dont le liquide peut être extrait par forage et pompage. La pression de fond dans les structures rocheuses change en fonction de la profondeur et des caractéristiques de la roche mère . Du gaz naturel (principalement du méthane ) peut également être présent, généralement au-dessus du pétrole dans le réservoir, mais parfois dissous dans le pétrole à la pression et à la température du réservoir. Le gaz dissous sort généralement de la solution sous forme de gaz libre lorsque la pression est réduite soit dans le cadre d'opérations de production contrôlées, soit lors d'un coup de pied, soit lors d'une éruption incontrôlée. L'hydrocarbure dans certains réservoirs peut être essentiellement du gaz naturel.

Coup de pied en formation

Les pressions de fluide de fond sont contrôlées dans les puits modernes grâce à l'équilibrage de la pression hydrostatique fournie par la colonne de boue . Si l'équilibre de la pression de la boue de forage est incorrect (c'est-à-dire que le gradient de pression de la boue est inférieur au gradient de pression interstitielle de la formation), les fluides de la formation (pétrole, gaz naturel et/ou eau) peuvent commencer à s'écouler dans le puits de forage et vers le haut. l'anneau (l'espace entre l'extérieur du train de tiges et la paroi du trou ouvert ou l'intérieur du tubage ), et/ou à l'intérieur de la tige de forage . C'est ce qu'on appelle communément un coup de pied . Idéalement, des barrières mécaniques telles que des obturateurs d' éruption (BOP) peuvent être fermées pour isoler le puits tandis que l'équilibre hydrostatique est rétabli grâce à la circulation des fluides dans le puits. Mais si le puits n'est pas fermé (terme courant pour la fermeture du dispositif anti-éruption), un coup de pied peut rapidement dégénérer en éruption lorsque les fluides de la formation atteignent la surface, en particulier lorsque l'afflux contient du gaz qui se dilate rapidement avec la réduction à mesure qu'il remonte le puits de forage, ce qui diminue encore le poids effectif du fluide.

Les signes avant-coureurs d'un coup de pied de puits imminent pendant le forage sont :

• Changement soudain du taux de forage ;
• Réduction du poids des tiges de forage ;
• Modification de la pression de la pompe ;
• Modification du taux de retour du fluide de forage.

D'autres signes avant-coureurs pendant l'opération de forage sont :

• Retour de la boue "coupée" par (c'est-à-dire contaminée par) du gaz, du pétrole ou de l'eau ;
• Gaz de connexion, unités de gaz de fond élevé et unités de gaz ascendantes élevées détectées dans l'unité de diagraphie.

Le principal moyen de détecter un coup de pied pendant le forage est un changement relatif du taux de circulation remontant à la surface dans les fosses à boue. L'équipe de forage ou l'ingénieur de la boue surveille le niveau dans les fosses à boue et surveille de près le taux de retour de boue par rapport au taux pompé dans la tige de forage. Lors de la rencontre d'une zone de pression plus élevée que celle exercée par la tête hydrostatique de la boue de forage (y compris la petite tête de friction supplémentaire lors de la circulation) au niveau du trépan, une augmentation du taux de retour de la boue serait remarquée à mesure que l'afflux de fluide de formation se mélange avec la boue de forage en circulation. Inversement, si le taux de retour est plus lent que prévu, cela signifie qu'une certaine quantité de boue est perdue vers une zone de voleur quelque part en dessous du dernier sabot de tubage . Cela n'entraîne pas nécessairement un coup de pied (et peut ne jamais en devenir un); cependant, une baisse du niveau de boue pourrait permettre l'afflux de fluides de formation d'autres zones si la charge hydrostatique est réduite à moins que celle d'une colonne pleine de boue.

Bien contrôler

La première réponse à la détection d'un coup de pied serait d'isoler le puits de forage de la surface en activant les dispositifs anti-éruption et en fermant le puits. Ensuite, l'équipe de forage tentait de faire circuler un fluide destructeur plus lourd pour augmenter la pression hydrostatique (parfois avec l'aide d'une société de contrôle de puits ). Au cours du processus, les fluides entrants circuleront lentement de manière contrôlée, en prenant soin de ne laisser aucun gaz accélérer trop rapidement le puits de forage en contrôlant la pression du tubage avec des étranglements selon un calendrier prédéterminé.

Cet effet sera mineur si le fluide entrant est principalement de l'eau salée. Et avec un fluide de forage à base de pétrole, il peut être masqué dans les premiers stades du contrôle d'un coup de pied, car l'afflux de gaz peut se dissoudre dans le pétrole sous pression en profondeur, pour ensuite sortir de la solution et se dilater assez rapidement à mesure que l'afflux se rapproche de la surface. Une fois que tout le contaminant a été évacué, la pression du boîtier fermé devrait avoir atteint zéro.

Les cheminées de bouchage sont utilisées pour contrôler les éruptions. Le capuchon est une valve ouverte qui est fermée après avoir été boulonnée.

Types d'éruptions

Ixtoc I éruption de puits de pétrole

Les éruptions de puits peuvent se produire pendant la phase de forage, pendant les essais de puits , pendant l' achèvement du puits , pendant la production ou pendant les activités de reconditionnement .

Éclats de surface

Les éruptions peuvent éjecter le train de tiges hors du puits, et la force du fluide qui s'échappe peut être suffisamment forte pour endommager la plate-forme de forage . En plus du pétrole, la sortie d'une éruption de puits peut inclure du gaz naturel, de l'eau, des fluides de forage, de la boue, du sable, des roches et d'autres substances.

Les éruptions sont souvent déclenchées par des étincelles provenant de roches éjectées ou simplement par la chaleur générée par la friction. Une entreprise de contrôle de puits devra alors éteindre l'incendie du puits ou boucher le puits, et remplacer la tête de tubage et les autres équipements de surface. Si le gaz qui s'écoule contient du sulfure d'hydrogène toxique , l'opérateur pétrolier peut décider d'enflammer le flux pour le convertir en substances moins dangereuses.

Parfois, les éruptions peuvent être si puissantes qu'elles ne peuvent pas être contrôlées directement depuis la surface, en particulier s'il y a tellement d'énergie dans la zone d'écoulement qu'elle ne s'épuise pas de manière significative avec le temps. Dans de tels cas, d'autres puits (appelés puits de secours ) peuvent être forés pour recouper le puits ou la poche, afin de permettre l'introduction de fluides kill-weight en profondeur. Lors du premier forage dans les années 1930, des puits de secours ont été forés pour injecter de l'eau dans le trou de forage principal. Contrairement à ce que l'on pourrait déduire du terme, de tels puits ne sont généralement pas utilisés pour aider à relâcher la pression en utilisant plusieurs sorties de la zone d'éruption.

éruptions sous-marines

Éruption du puits Macondo-1 sur la plate-forme Deepwater Horizon , 21 avril 2010

Les deux principales causes d'une éruption sous-marine sont les pannes d'équipement et les déséquilibres avec la pression du réservoir souterrain rencontré. Les puits sous-marins ont des équipements de contrôle de pression situés sur le fond marin ou entre la colonne montante et la plate-forme de forage. Les obturateurs anti-éruption (BOP) sont les principaux dispositifs de sécurité conçus pour maintenir le contrôle des pressions de puits d'origine géologique. Ils contiennent des mécanismes de coupure hydrauliques pour arrêter le flux d'hydrocarbures en cas de perte de contrôle du puits.

Même avec un équipement et des processus de prévention des éruptions en place, les opérateurs doivent être prêts à réagir à une éruption si une éruption se produit. Avant de forer un puits, un plan détaillé de conception de construction de puits, un plan d'intervention en cas de déversement d'hydrocarbures ainsi qu'un plan de confinement de puits doivent être soumis, examinés et approuvés par la BSEE et dépendent de l'accès à des ressources de confinement de puits adéquates conformément à NTL 2010-N10 .

L' éruption du puits Deepwater Horizon dans le golfe du Mexique en avril 2010 s'est produite à une profondeur d'eau de 5 000 pieds (1 500 m). Les capacités actuelles de réponse aux éruptions dans le golfe du Mexique aux États-Unis répondent à des taux de capture et de traitement de 130 000 barils de fluide par jour et à une capacité de traitement de gaz de 220 millions de pieds cubes par jour à des profondeurs allant jusqu'à 10 000 pieds.

éruptions souterraines

Une éruption souterraine est une situation particulière dans laquelle des fluides provenant de zones à haute pression s'écoulent de manière incontrôlée vers des zones à basse pression à l'intérieur du puits de forage. Habituellement, il s'agit de zones de haute pression plus profondes et de formations de basse pression moins profondes. Il peut n'y avoir aucun écoulement de fluide s'échappant à la tête de puits. Cependant, la ou les formations recevant l'afflux peuvent devenir en surpression, une possibilité que les futurs plans de forage à proximité doivent prendre en compte.

Entreprises de contrôle des éruptions

Myron M. Kinley a été un pionnier dans la lutte contre les incendies et les éruptions de puits de pétrole. Il a développé de nombreux brevets et conceptions pour les outils et techniques de lutte contre les incendies de pétrole. Son père, Karl T. Kinley, a tenté d'éteindre un incendie de puits de pétrole à l'aide d'une explosion massive, une méthode encore couramment utilisée pour lutter contre les incendies de pétrole. Myron et Karl Kinley ont d'abord utilisé avec succès des explosifs pour éteindre un incendie de puits de pétrole en 1913. Kinley formera plus tard la MM Kinley Company en 1923. Asger "Boots" Hansen et Edward Owen "Coots" Matthews commencent également leur carrière sous Kinley.

Paul N. "Red" Adair a rejoint la MM Kinley Company en 1946 et a travaillé 14 ans avec Myron Kinley avant de créer sa propre entreprise, Red Adair Co., Inc., en 1959.

Red Adair Co. a aidé à contrôler les éruptions offshore, notamment :

• Incendie de CATCO dans le golfe du Mexique en 1959
• "Le Briquet du Diable " en 1962 à Gassi Touil , Algérie, dans le désert du Sahara
• La marée noire de l'Ixtoc I dans la baie de Campeche au Mexique en 1979
• La catastrophe du Piper Alpha en mer du Nord en 1988
• Les feux de pétrole au Koweït après la guerre du Golfe en 1991.

Le film américain de 1968, Hellfighters , qui mettait en vedette John Wayne, parle d'un groupe de pompiers de puits de pétrole, vaguement inspiré de la vie d'Adair; Adair, Hansen et Matthews ont servi de conseillers techniques sur le film.

En 1994, Adair a pris sa retraite et a vendu son entreprise à Global Industries. La direction de la société Adair quitte et crée International Well Control (IWC). En 1997, ils rachèteraient la société Boots & Coots International Well Control, Inc. , fondée par Hansen et Matthews en 1978.

Méthodes d'extinction des éruptions

Confinement de puits sous-marins

Diagramme du Government Accountability Office montrant les opérations de confinement des puits sous-marins

Après l' éruption de Macondo-1 sur Deepwater Horizon , l'industrie offshore a collaboré avec les régulateurs gouvernementaux pour développer un cadre permettant de répondre aux futurs incidents sous-marins. En conséquence, toutes les sociétés énergétiques opérant dans les eaux profondes du golfe du Mexique aux États-Unis doivent soumettre un plan d'intervention en cas de déversement de pétrole requis par l'OPA 90 avec l'ajout d'un plan de démonstration de confinement régional avant toute activité de forage. En cas d'éruption sous-marine, ces plans sont immédiatement activés, en s'appuyant sur certains des équipements et procédés effectivement utilisés pour contenir le puits Deepwater Horizon ainsi que d'autres qui ont été développés à sa suite.

Afin de reprendre le contrôle d'un puits sous-marin, la partie responsable assurerait d'abord la sécurité de tout le personnel à bord de la plate-forme, puis commencerait une évaluation détaillée du site de l'incident. Des véhicules sous -marins télécommandés (ROV) seraient envoyés pour inspecter l'état de la tête de puits, du dispositif anti-éruption (BOP) et d'autres équipements de puits sous-marins. Le processus d'enlèvement des débris commencerait immédiatement pour fournir un accès libre à une pile de recouvrement.

Une fois abaissée et verrouillée sur la tête de puits, une cheminée de capsulage utilise la pression hydraulique stockée pour fermer un vérin hydraulique et arrêter le flux d'hydrocarbures. Si la fermeture du puits pouvait introduire des conditions géologiques instables dans le puits de forage, une procédure de cap and flow serait utilisée pour contenir les hydrocarbures et les transporter en toute sécurité vers un navire de surface.

La partie responsable travaille en collaboration avec la BSEE et les garde-côtes des États-Unis pour superviser les efforts d'intervention, y compris le contrôle des sources, la récupération des hydrocarbures rejetés et l'atténuation de l'impact environnemental.

Plusieurs organisations à but non lucratif proposent une solution pour contenir efficacement une éruption sous-marine. HWCG LLC et Marine Well Containment Company opèrent dans les eaux américaines du golfe du Mexique, tandis que des coopératives comme Oil Spill Response Limited offrent un soutien aux opérations internationales.

Utilisation d'explosions nucléaires

Le 30 septembre 1966, l' Union soviétique a subi des éruptions sur cinq puits de gaz naturel à Urta-Bulak , une région située à environ 80 kilomètres de Boukhara , en Ouzbékistan . Il a été affirmé à Komsomoloskaya Pravda qu'après des années d'incendies incontrôlables, ils ont pu les arrêter complètement. Les Soviétiques ont abaissé une bombe nucléaire de 30 kilotonnes spécialement conçue dans un trou de forage de 6 kilomètres (20 000 pieds) foré à 25 à 50 mètres (82 à 164 pieds) du puits d'origine (fuite rapidement). Un explosif nucléaire a été jugé nécessaire parce que les explosifs conventionnels manquaient à la fois de la puissance nécessaire et nécessiteraient également beaucoup plus d'espace sous terre. Lorsque la bombe a été déclenchée, elle a écrasé le tuyau d'origine qui transportait le gaz du réservoir profond vers la surface et a vitrifié toute la roche environnante. Cela a provoqué l'arrêt de la fuite et de l'incendie à la surface environ une minute après l'explosion et s'est avéré au fil des ans avoir été une solution permanente. Une deuxième tentative sur un puits similaire n'a pas été aussi réussie et d'autres tests ont porté sur des expériences telles que l'amélioration de l'extraction de pétrole (Stavropol, 1969) et la création de réservoirs de stockage de gaz (Orenburg, 1970).

Éruptions notables de puits en mer

Données provenant d'informations sur l'industrie.

Voir également

• Le fluide de forage
• Appareil de forage
• Liste des marées noires
• Plate-forme pétrolière
• Puits de pétrole
• Contrôle des puits de pétrole
• Feu de puits de pétrole
• Géologie pétrolière
• Forage sous-équilibré

Les références

Liens externes

• Article de la San Joaquin Geological Society sur les célèbres gushers californiens
• "Contrôle des éruptions, partie 10 - Méthodes d'intervention en surface" . Récupéré le 19/06/2010 .