A la suite d’une expulsion brutale de boues et de gaz dite «blowout», une fuite de gaz naturel et de condensats a lieu vers 12 h au niveau de la tête d’un puits désaffecté (G4) sur la plateforme du champ gazier d’Elgin situé à 240 km d’Aberdeen, en mer du Nord. Le gaz s’échappe à proximité d’une torchère située en hauteur sur la plateforme, entraînant un risque d’explosion.
L’exploitant stoppe la production du champ ainsi que celle des champs voisins de Franklin et West Franklin ainsi que les alimentations en énergies et la circulation des fluides.
Les autorités interdisent les vols à moins de 5,5 km ainsi que la navigation à moins de 3,7 km et l’exploitant établit 2 navires anti-feu à proximité.
Une partie des 238 employés non-indispensables est évacuée dans la journée par hélicoptère et les autres le sont le lendemain à 2 h. La plateforme voisine de Shearwater située à 6,5 km est arrêtée et partiellement évacuée.
Le débit de fuite est estimé à 200 000 m³/j. Le 27/03, une nappe d’hydrocarbure de 4,8 km² est observée. La perte quotidienne financière due à la fuite, sans les coûts d’intervention, est estimée à 1,12 millions d’euros/jour.
La torchère s’éteint d’elle-même le 31/03 réduisant ainsi le risque d’explosion et permettant à l’exploitant de lancer 2 opérations en parallèle pour tenter de colmater la fuite :
- l’injection au fond du puits de boues lourdes (mélange de composés minéraux), à partir d’un bateau-pompe, pour le boucher ; cette solution, à la réalisation incertaine, prendrait quelques semaines et serait la moins onéreuse.
- forer 2 puits de dérivation pour soulager la pression du gaz et permettre l’injection de boues pour sceller la fuite ; ce scénario pourrait prendre 6 mois.
Le 05/04, 8 experts se rendent sur la plateforme pour la 1ère fois depuis l’accident, pour inspecter la tête du puits et confirment la faisabilité des opérations de secours.
La plateforme est en production depuis 2001 et permet de collecter du gaz naturel dans un réservoir situé à 5 000 m de profondeur à travers plusieurs puits de production. Le gisement de gaz est à une pression de 1 100 bar et la profondeur d’eau est de 100 m.
Fin 2010, l’exploitant avait constaté un problème de pression sur le puits G4 au niveau de l’annulaire, zone du puits entourant le tube de production. Cette zone n’étant pas connectée au réservoir, elle n’etait pas supposée connaître des augmentations de pression. La production avait été arrêtée sur ce puits et il avait été bouché. En décembre 2011, une nouvelle augmentation de pression est constatée au niveau de l’annulaire et l’exploitant décide de boucher définitivement le puits. C’est lors de cette opération que la fuite est survenue. La fuite proviendrait, non pas du réservoir principal, mais de gaz piégé dans une roche crayeuse à 1 000 m au-dessus de celui-ci.
Le groupe pétrolier a été condamné le 22 décembre 2015 à une amende de 1,54 million d’euros par la justice écossaise pour manquements ayant entrainé une fuite de gaz très importante.
