« Plate-forme pétrolière » : différence entre les versions
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Une '''plate-forme pétrolière''' est une construction marine fixe ou flottante qui sert à l'exploitation d'un [[
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 [[
▲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 naturel|gaz]] ou les [[condensats de gaz naturel]] extraits, de façon à ce qu'ils soient plus facile à transporter et à exporter.
[[Image:Oil platform.jpeg|thumb|Une plate-forme pétrolière au large de la Californie (Harvest).]]
[[Image:Oil platform in the North Sea.jpg|thumb|Une plate-forme en mer du Nord.]]
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== Historique ==
Les débuts des plateformes offshore sont difficiles à dater. Néanmoins, on peut noter quelques dates
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 (entreprise)|Chevron]]) . Faite en bois et reposant sur des pieux en cyprès, elle produit alors {{nobr|450 barils}} par jour qu'elle extrait à une profondeur de {{nobr|666 mètres}}. Elle est considérée par certains historiens comme la première véritable plateforme pétrolière<ref>{{lien web|langue=en|url=https://aoghs.org/offshore-history/offshore-petroleum-history/|titre=Offshore Petroleum History|
▲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 (Californie)|Santa Barbara]]). Il s'agit alors de plateformes construites à partir d'une jetée<ref name="Deepwater_Guide" >{{en}} William L. Leffler, Richard Pattarozzi, et Gordon Sterling, ''Deepwater Petroleum Exploration & Production: A Nontechnical Guide''.</ref>.
▲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 (entreprise)|Chevron]]) . Faite en bois et reposant sur des pieux en cyprès, elle produit alors {{nobr|450 barils}} par jour qu'elle extrait à une profondeur de {{nobr|666 mètres}}. Elle est considérée par certains historiens comme la première véritable plateforme pétrolière<ref>{{lien web|langue=en|url=https://aoghs.org/offshore-history/offshore-petroleum-history/|titre=Offshore Petroleum History|éditeur=AOGHS|date=10 janvier 2010}}.</ref>.
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 (entreprise)|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]]<ref name="Deepwater_Guide" />{{,}}<ref>{{en}} William R. Freudenburg et Robert Gramling, ''Oil in Troubled Waters: Perceptions, Politics, and the Battle Over
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 {{unité|5|mètres}} au-dessus du niveau de l'eau, d'une surface de {{unité|2700|m|2}} ({{dunité|90|30|m}}) supporté par quatorze pieux à {{unité|1.6|km}} de la côte et avec une profondeur d'eau de {{unité|4.3|m}}. La Superior-Pure State No.1 est un succès, et elle extrait alors du pétrole situé entre {{formatnum:1550}} et {{unité|2000|m}} de profondeur. Elle est balayée par un ouragan en 1940 et est rapidement reconstruite et remise en production<ref>{{lien web|langue=en|auteur=Joseph A. Pratt|url=https://www.offshore-mag.com/home/article/16804683/offshore-at-60-remembering-the-creole-field|titre=Offshore at 60: Remembering the Creole field|périodique=[[Offshore]]|date=9 avril 2014}}.</ref>{{,}}<ref>{{en}} Theron Wason, ''Structure of Typical American Oil Fields'', {{vol.|III}}.</ref>.
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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]]
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]]-[[années 1980|1980]] 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 (plate-forme)|Alexander Kielland]], avec {{nobr|123 morts}} en 1980 ;
* la plate-forme [[Piper-Alpha]], avec {{nobr|167 morts}} en 1988.
Les progrès des technologies
{{colonnes|taille= 21|
* [[mer du Nord]]
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* côtes nord-ouest et sud-est de l'[[Australie]]
* côtes de la [[Malaisie]], [[Brunei]] et certaines parties de l'[[Indonésie|archipel indonésien]].
* littoral atlantique canadien, à {{unité|350|km}} de [[Terre-Neuve]] (Hibernia, White Rose)
}}
Les techniques de forage et de constructions ayant évolué ({{unité|500|mètres}} à la fin des années 1970, plus de {{Unité|2500|m}} de profondeur dans les années 2000), les grandes profondeurs d'eau (au-delà de {{Unité|1000|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
Ces nouvelles profondeurs atteintes permettent de distinguer :
* l'offshore profond à plus de {{unité|1000|m}} ;
* l'offshore
Au regard des législations actuelles, il existe {{nombre|3|types}} de plates-formes :
* les MODU (''module {{langue|en|offshore drilling unit}}'') servant uniquement au forage et pouvant loger du personnel ;
* les PP (''{{langue|en|Production Platform}}'') servant à la production et/ou au
* les LQ (''{{langue|en|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 plate-forme se fait en fonction de son rôle et de l'environnement (profondeur d'eau et de forage, conditions
Une plate-forme est généralement composée de deux parties distinctes :
* les « ''{{langue|en|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
=== Plates-formes fixes ===
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=== Plates-formes mobiles ===
==== Plates-formes auto-élévatrices (''{{langue|en|jack-up}}'') ====
==== Semi-sub ====
==== Barge de forage ====
==== Navire de forage ====
== Critères de conception ==
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* 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
=== 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 [[Canalisation|pipeline]] ou par [[tanker]] pour les acheminer vers une [[raffinerie de pétrole|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
{{...}}
=== 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 ([[marée]]s, [[tempête]]s, [[Courant marin|courant]]s, [[vent]]
▲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 ([[marée]]s, [[tempête]]s, [[Courant marin|courant]]s, [[vent]]...) et de la [[corrosion]] qu'il provoque.
▲<br />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,
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:
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=== Durée de vie ===
La durée de vie moyenne d'un champ est de l'ordre de 20 à {{nombre|30|ans}}. Elle est directement liée
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.
== Construction ==
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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
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 [[remorqueur
Une fois sur son lieu d'exploitation, la plate-forme est prise en charge par des [[Navire de ravitaillement offshore|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.
À 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'[[hydrate]]s, de glaçons, de [[paraffine]] ou de pétrole lourd figé<ref name=isolationProfonde2007/>. Les technologies classiques d'isolation des pipeline ([[Mousse syntactique|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 {{unité|3000|m}} de fond, où l'eau est à {{tmp|4|°C}})<ref name=isolationProfonde2007>Collectif, ''Prix A'Doc de la jeune recherche en Franche-Comté'' (six articles des lauréats du Prix A'Doc 2007), Association des doctorants de l'[[université de Franche-Comté]], Presses Univ. Franche-Comté, 2007, 114
== Mise en service ==
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Les activités de mise en service sont réalisées selon les paramètres de conception dans des conditions aussi proches que possible des conditions de conception et comprend des essais de performance sur les équipements mécaniques, le lavage à l'eau, le rinçage et le séchage des équipements et des conduites ainsi que l'opérabilité et la fonctionnalité des systèmes de contrôle.
L'objectif principal est d'assurer une remise sûre et ordonnée de la plate-forme du constructeur au propriétaire, en garantissant son opérabilité en
▲L'objectif principal est d'assurer une remise sûre et ordonnée de la plate-forme du constructeur au propriétaire, en garantissant son opérabilité en termes de performance, de fiabilité, de sécurité et de traçabilité des informations.
== Fin de vie ==
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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<ref>{{en}} G. Kemp et L. Stephen, « Economic aspects of Field Decommissioning in the UKCS », ''North Sea Occasional Paper'' {{numéro|81}}, {{date-|mai 2001}}, University of Aberdeen Department of Economics, Aberdeen.</ref> que les exploitants doivent anticiper et provisionner. À titre d'exemple, au Royaume
Watson ([[Université de Greenwich]])<ref>{{en}} T. Watson, « The Environment and the Decommissioning of Offshore Installations », ''MA Dissertation'', Greenwich Maritime Institute, [[université de Greenwich]], Londres, 2001, {{p.|6}}.</ref>) estimait quant à lui en 2001 que le déménagement total des structures de la mer du Nord (dont installations norvégiennes et néerlandaises)
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<ref>{{en}} Allan G. Pulsipher, William B. Daniel, « Onshore disposition of offshoreoil and gas platforms : Western politics and international standards », ''Ocean & Coastal Management'', Center for Energy Studies, [[Université d'État de Louisiane|Louisiana State University]], {{vol.|43}}, {{numéro|12}}, 2000, {{p.|973–995}}, {{présentation en ligne|lien=http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0964569100000739}}.</ref>.
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== Impacts écologiques ==
La construction, le transport, le fonctionnement et la fin de vie d'une plate-forme génèrent divers [[impact]]s sur l'[[environnement]] marin ou global :
* la [[prospection sismique]] préparant le positionnement du forage affecte les [[cétacés]]. De nouvelles techniques de prospection électromagnétiques pourraient considérablement amoindrir l'impact sur la nature<ref>Stéphane Sainson, ''Electrographies de fond de mer. Une révolution dans la prospection pétrolière'', Cachan. Ed. Lavoisier 2012.</ref>{{,}}<ref>Stéphane Sainson, ''La prospection électromagnétique du pétrole sous-marin'', Industrie et Technologies {{numéro|962}}, {{date-|février 2014}}.</ref> ;
* 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 [[antifouling]]s, peintures (ou certains déchets ou produits perdus en mer durant le début du forage ou durant les années de fonctionnement normal de la plate-forme, ou accidentellement) peuvent poser des problèmes locaux de [[toxicité]] et d'[[écotoxicité]] ;
* les rejets gazeux chroniques dans l'air ([[torchage]]) ; Les [[torchage et rejet de gaz naturel|torchères]] émettent dans l'air des [[aérosol]]s carbonés ([[fumée]]s, [[suie]]s) et [[soufre|soufré]]s (acides), des [[éléments traces métalliques|ETM]], du [[monoxyde de carbone]] et d'importantes quantités de [[dioxyde de carbone]], [[gaz à effet de serre]] ;
* les rejets aqueux et/ou solides dans l'eau : ce sont des « déchets de forage » émis en quantités importantes, et préoccupants. <br>Ce sujet est développé plus bas (section suivante) ;
* rejets de radionucléïdes préoccupants : ils se font via les torchères et via les effluents liquides ou boueux<ref>{{Chapitre |langue=en |prénom1=Jerry |nom1=Neff |prénom2=Kenneth |nom2=Lee |prénom3=Elisabeth M. |nom3=DeBlois |titre ouvrage=Produced Water| titre chapitre=Produced Water: Overview of Composition, Fates, and Effects |éditeur=Springer New York |date=2011 |isbn=978-1-4614-0045-5 |lire en ligne=http://dx.doi.org/10.1007/978-1-4614-0046-2_1 |consulté le=2022-08-10 |pages=3–54}}</ref>. Selon Gäfvert et al., en 2007, parmi les radionucléides les plus abondants dans les rejets, présents à taux très variables dans les rejets figurent le [[radium-226]] et le [[radium-228]], mais ils semblent être rapidement dilués (en Norvège, on n'a pas observé d'augmentation de concentration du radium-226 dans l'eau, le sédiments et le Vivant en aval des rejets d'EP)<ref name=impactsNorge2013/> ;
* 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 tel puits peut prendre des mois) ;
* l'[[éclairage]] nocturne des plates-formes engendre une [[pollution lumineuse]] qui perturbe la [[vie marine]] et les [[oiseaux migrateurs]]<ref>{{en}} S.A Gauthreaux et C.G Belser (2006) « Effects of artificial night lighting on migrating birds » {{p.|67-93}} ''in'' C. Rich et T. Longcore (éditeurs), ''Ecological consequences of artificial night lighting. Island Press'', Washington, D.C., États-Unis.</ref>.
▲* 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 tel puits peut prendre des mois) ;
* la fin de vie d'une plate forme, la fermeture définitive des puits, puis la déconstruction<ref>{{en}} T. Watson, « The Environment and the Decommissioning of Offshore Installations », ''MA Dissertation'', Greenwich Maritime Institute, [[université de Greenwich]], Londres, 2001.</ref> 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]]<ref>{{en}} [http://www.energyinstpubs.org.uk/pdfs/686.pdf Guidelines for the Calculation of Estimates of Energy use and Gaseous Emissions in the Decommissioning of offshore structures], The Institute of Petroleum, {{date-|février 2000}}, {{ISBN|0-8529-3255-3}}, {{pdf}}.</ref>), 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<ref>{{en}} OSPAR, [http://www.ospar.org/eng/html/welcome.html The Convention for the Protection of the Marine Environment of the North-East Atlantic], {{date-|septembre 1992}}.</ref> et elle attire l'attention sur le fait que vers 2020 existent 1 350 installations offshore opérationnelles dans la seule zone OSPAR, dont environ 170 sont déclassés et dix fonctionnant avec dérogations<ref>{{Lien web
▲* l'[[éclairage]] nocturne des plates-formes engendre une [[pollution lumineuse]] qui perturbe la [[vie marine]] et les [[oiseaux migrateurs]]<ref>{{en}} S.A Gauthreaux et C.G Belser (2006) « Effects of artificial night lighting on migrating birds » {{p.|67-93}} ''in'' C. Rich et T. Longcore (éditeurs), ''Ecological consequences of artificial night lighting. Island Press'', Washington, D.C., États-Unis.</ref>. 500 à {{nb|1000 lampes}} éclairent chacune des {{nb|7000 plates-formes}} en mer qui, dans le monde, sont situées sur le trajet de la [[migration des oiseaux]], et rien qu'en mer du nord, ce sont six millions d'oiseaux qui sont perturbés par l'éclairage d'environ 700<ref>Didier Burg, [http://archives.lesechos.fr/archives/2007/LesEchos/19990-153-ECH.htm L'éclairage hollywoodien n'est plus de mise en mer du Nord], Journal ''[[Les Échos]]'' {{n°|19990}} {{date-|27 août 2007}}.</ref> plates-formes pétrolières et gazières<ref name=Shell>Études commandées par la co-entreprise de gaz naturel, Shell-ExxonMobil, et donnée du Dutch Centre for Field Ornithology, citées par Shell in Shell World, ''[http://www-static.shell.com/static/aboutshell/downloads/swol/apr_june_2008/developments_to_watch/evelopments_to_watch_fr.pdf Développements à observer ; Énergie des vagues, bioessence, éclairage respectueux des oiseaux migrateurs]'', Shell International B.V., {{date-|6 juin 2008}}, consulté le {{date-|2012-04-22}}, {{p.|2-3}} {{pdf}}.</ref>. 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<ref>{{en}} U.S. Department of the Interior Minerals Management Service, Interactions Between Migrating Birds and Offshore Oil and Gas Platforms in the Northern Gulf of Mexico : Final Report, {{date-|mars 2005}}.</ref>. 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<ref name=RdB2009/> en Atlantique Est/mer du Nord. <br />Selon de premières études et expériences<ref>{{en}} Ing. F.J.T. Van de Laar, ''[http://www.waddenzee.nl/fileadmin/content/Dossiers/Energie/pdf/green_light_to_birdsNAM.pdf Green light to birds Investigation into the effect of bird-friendly lighting]'' ; Nam localtie:L15-FA-1 ; Dec.2007, 24 pages, {{pdf}}.</ref>, les oiseaux sont moins perturbés par la lumière verte<ref>{{en}} H. Poot, B. J. Ens, H. de Vries, M. A. H. Donners, M. R. Wernand, et J. M. Marquenie, ''[http://www.ecologyandsociety.org/vol13/iss2/art47/ES-2008-2720.pdf Green light for nocturnally migrating birds]'' {{pdf}}, ''Ecology and Society'' 13(2): 47, 2008, voir notamment la carte {{p.|3}}/14.</ref>{{,}}<ref>{{en}} F. van de Laar, ''Green light to birds : investigation into the effect of bird-friendly lighting'', NAM (Nederlandse Aardolie Maatschappi), Assen, Pays-Bas, 2007.</ref> (dans une certaine fourchette de [[longueur d'onde]]<ref>{{en}} W. Wiltschko, R. Wiltschko, et U. Munro, « ''Lightdependent magnetoreception in birds: the effect of intensity of 565-nm green light'' », ''Naturwissenschaften'' {{numéro|87}}, 2000, {{pp.|366-369}}.</ref>), Shell l'a efficacement testé sur l'une de ses plates-formes<ref>Marquenie, J. M., and F. van de Laar. 2004. ''Protecting migrating birds from offshore production.'' Shell E&P Newsletter: January issue.</ref> et d'autres<ref>{{en}} J. Marquenie, M. Donners, H. Poot, W. Steckel, et B. de Wit, ''[Adapting the spectral composition of artificial lighting to safeguard the environment]'', Petroleum and Chemical Industry Conference Europe - Electrical and Instrumentation Applications, 2008, PCIC Europe 2008, {{5th}}, 10-{{date-|12 juin 2008}}, {{présentation en ligne|lien=https://ieeexplore.ieee.org/document/4563525?tp=&arnumber=4563525&url=http:%2F%2Fieeexplore.ieee.org%2Fxpls%2Fabs_all.jsp%3Farnumber%3D4563525}}, 6 pages.</ref>, 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<ref name=RdB2009>[http://www.robindesbois.org/dossiers/CR_OSPAR_09.pdf Convention OSPAR pour la protection de l'Atlantique du Nord-Est : Compte-rendu de la Commission 2009, 22-{{date-|26 juin 2009}}, Bruxelles], mis en ligne par l'Association Robin des bois, {{p.|4-7}}, {{pdf}}.</ref>. D'autres espèces marines sont ''a priori'' sensibles à la lumière, notamment en zone arctique<ref>{{en}} Richard D. Greer, Robert H. Day, Rolf S. Bergman, Poster intitulé ''[http://www.arcus.org/files/meetings/279/presentations/greer.pdf Interaction of Oil and Gas Activities with Sensitive Coastal Habitats ; Effects of Ambient Artificial Light on Arctic Marine Fauna]'' ; Northern Oil and Gas Research Forum ; {{date-|1|décembre|2010}}.</ref> ;
▲* la fin de vie d'une plate forme, la fermeture définitive des puits, puis la déconstruction<ref>{{en}} T. Watson, « The Environment and the Decommissioning of Offshore Installations », ''MA Dissertation'', Greenwich Maritime Institute, [[université de Greenwich]], Londres, 2001.</ref> 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]]<ref>{{en}} [http://www.energyinstpubs.org.uk/pdfs/686.pdf Guidelines for the Calculation of Estimates of Energy use and Gaseous Emissions in the Decommissioning of offshore structures], The Institute of Petroleum, {{date-|février 2000}}, {{ISBN|0-8529-3255-3}}, {{pdf}}.</ref>), 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<ref>{{en}} OSPAR, [http://www.ospar.org/eng/html/welcome.html The Convention for the Protection of the Marine Environment of the North-East Atlantic], {{date-|septembre 1992}}.</ref> et elle attire l'attention sur le fait que vers 2020 existent 1 350 installations offshore opérationnelles dans la seule zone OSPAR, dont environ 170 sont déclassés et dix fonctionnant avec dérogations<ref>{{Lien web |titre=ODIMS - Submission: OSPAR Discharges, Spills and Emissions from Offshore Oil and Gas Installations - 2020 |url=https://odims.ospar.org/fr/submissions/ospar_discharges_offshore_2020_01/ |site=odims.ospar.org |consulté le=2022-08-10}}</ref>. Beaucoup seront en fin de vie avant 2040<ref>OSPAR : Offshore Installations In the OSPAR maritime area, in particular in the North Sea, progressive developments in the oil and gas industry have resulted in a large number of offshore installations. https://www.ospar.org/work-areas/oic/installations consulté le {{date-|2022-08-10}}</ref>.
Remarque : d'éventuels incidents ou accidents peuvent aggraver ces impacts qui ont notamment comme sources (de la naissance à la mort d'une plate-forme)
=== Cas des effluents aqueux ===
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=== Volumes ===
Outre les déblais et [[boues de forage]], les effluents aqueux sont en termes de volume le principal « [[déchet industriel]] » rejeté ''{{page h'|In situ|in situ}}'', {{Citation|presque entièrement déversés en mer}}<ref name=Veil2004>{{en}} J.A. Veil, M.G. Puder, D. Elcock, et R.J. Redweik, ''A white paper describing produced water from production of crude oil, natural gas, and coal bed methane'', Pittsburgh, US Department of Energy, National Energy Technology Laboratory, 2004, 79 pages (voir tableau 1, notamment)</ref>. Ces rejets sont volumineux (ex : {{unité|130 millions}} de mètres cubes (m3) en [[2012]], rien que pour les
=== Composition, contaminants ===
Ces rejets contiennent des [[contaminant]]s et [[polluant]]s, dont la nature et la teneur varient beaucoup selon le champ pétrolier ou gazier considéré et selon le stade de production et les méthodes employées<ref>{{en}} Canadian association of petroleum producers (CAPP), ''[http://www.capp.ca/raw.asp?x=1&dt=PDF&dn=29125 Offshore produced water waste management]'', Technical report 2001-0030, Calgary, AB, CAPP.</ref>{{,}}<ref name=Veil2004/>.
Ils incluent :
* des solides (particules minérales, morceaux de roche) remontés par le puits<ref name=Veil2004/> ;
* du [[soufre]] sous forme de [[sulfate]]s<ref name=Veil2004/> et de [[sulfure]]s surtout, et en quantité<ref name=impactsNorge2013/> ;
* des [[produits chimiques]] issus des processus de forage, d'exploitation et de pré-traitement des hydrocarbures remontés ;
# en '''phase dispersée''' ; c'est-à-dire sous forme de gouttelettes en suspension dans l'eau<ref name=monitoringEaux2002/>
▲* des résidus d'hydrocarbures<ref name=Veil2004/>, présents sous trois formes ;
# sous '''forme dissoute''' ([[acides organiques]], [[hydrocarbures aromatiques polycycliques]], [[phénol (groupe)|phénol]]s et [[Composé organique volatil|COV]]
▲# en '''phase dispersée''' ; c'est-à-dire sous forme de gouttelettes en suspension dans l'eau<ref name=monitoringEaux2002/>,
▲# sous '''forme dissoute''' ([[acides organiques]], [[hydrocarbures aromatiques polycycliques]], [[phénol (groupe)|phénol]]s et [[Composé organique volatil|COV]]...) ; ils contribuent le plus à la toxicité des eaux de rejets pour ce qui concerne les hydrocarbures<ref name=Veil2004/> ; ce sont les plus difficiles à éliminer, ce pourquoi ils sont en grande partie rejetés en mer ;
# sous '''forme libre''' ; forme la plus facile à récupérer. Ils sont donc le produit moins rejeté en mer<ref name=NOPB2002>{{en}} Canada-Newfoundland offshore petroleum board (C-NOPB), 2002, ''Offshore waste treatment guidelines'' ; St. John's, NL: National Energy Board, C-NOPB & Canada–Nova Scotia Offshore Petroleum Board. 21 pages.</ref>, sauf accident<ref name=monitoringEaux2002>{{en}} M. Yang et S. Tulloch, ''Oil-in-water monitoring—where are we heading ?'', présentation au workshop Oil-in-Water, {{date-|23 mai 2002}}.</ref>.
* des [[radionucléide]]s<ref name=Veil2004/> ;
* des ETM ([[éléments traces métalliques]], dont des [[métaux lourds]]), des [[métalloïde]]s<ref name=Veil2004/> ; <br>En Norvège, en 2012 dans ces rejets de plate-forme, le taux de [[Mercure (chimie)|mercure]] était toujours au moins 100 fois supérieur au
▲* des ETM ([[éléments traces métalliques]], dont des [[métaux lourds]]), des [[métalloïde]]s<ref name=Veil2004/> ; <br>En Norvège, en 2012 dans ces rejets de plate-forme, le taux de [[Mercure (chimie)|mercure]] était toujours au moins 100 fois supérieur au niveaux de fond des eaux côtières norvégiennes ; les taux de [[plomb]], [[mercure]] et [[zinc]] les plus élevés dépassaient quant à eux de plus d'un facteur 1000 le niveau de fond, et l'[[arsenic]] et le [[cadmium]] le dépassaient d'un facteur 100<ref name=impactsNorge2013/>. Le record pour l'arsenic, le cadmium, le cuivre et le plomb a été trouvé dans les rejets (pulvérulents et à faible volume) d'une plateforme exploitant un champ de gaz et de [[Condensat de gaz naturel]]<ref name=impactsNorge2013/>. En excluant ce record, les niveaux de tous les métaux (sauf pour le mercure) étaient en 2012 en Norvège sous la barre des 100 fois le niveaux moyen de l'eau de mer. Hors [[métaux lourds]], le [[baryum]] (de {{unité|0,0017 à 1100 mg L-1}} mesuré en 2012) et le [[fer]] (de {{unité|0,8 à 75 mg L-1}} mesuré en 2012) étaient aussi rejetés à des taux dépassant jusqu'à plus de {{nombre|1000 fois}} leur taux "naturel" en mer)<ref name=impactsNorge2013/>.
=== Devenir des contaminants toxiques et écotoxiques ===
Une partie d'entre eux est récupérée par des dispositifs de nettoyages.
Concernant les rejets subaquatiques, les taux les plus élevées de nombreux toxiques dépassent les seuils de solubilité de ces éléments dans l'eau de mer, interdisant la dilution immédiate ; dans ces cas, selon Azetsu-Scott et al., 2007<ref name=Azetsu_Scott2007>{{Lien web
Les installations (avec exutoire submergé le cas échéant) sont conçues pour favoriser la dispersion rapide du « panache » d'eau rejetée. Ce panache peut néanmoins parfois remonter en surface<ref name="Petro-Canada">{{en}} Petro-Canada, ''Terra Nova development: offshore petroleum project, environmental impact statement'', St. John's, 1997.</ref>{{,}}<ref>{{en}} Husky Oil, ''White Rose development environmental comprehensive study'', Part I, St. John's, Pays-bas, 2000, 639 pages.</ref> (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 [[volatilité (chimie)|volatils]])<ref>Canadian association of petroleum producers (CAPP) (2001), ''[http://www.capp.ca/raw.asp?x=1&dt=PDF&dn=29125 Offshore produced water waste management]''. Technical report 2001-0030. Calgary, AB: CAPP, consulté le {{date-|2005-06-10}}</ref>{{,}}<ref name=Veil2004/>.
Des
===
Elle aurait beaucoup diminué<ref name=impactsNorge2013/>, mais les forages profonds dits haute pression/haute température remontent des fluides beaucoup plus contaminés.
Tous les
Les études disponibles montrent une grande variabilité dans la composition des rejets selon les
La toxicité des rejets est souvent aggravée par des rejets accidentels d'hydrocarbures et de [[produits chimiques]], relativement fréquents selon J. Wills (2000)<ref>{{en}} J. Wills, « Muddied Waters: A Survey of Offshore Oilfield Drilling Wastes and Disposal Techniques to Reduce the Ecological Impact of Sea Dumping », pour Ekologicheskaya VahktaSakhalina (Sakhalin Environment Watch), {{date-|25 mai 2000}}.</ref>.
=== Impacts ===
Étant donné les difficultés d'accès aux points de rejets, les effets des rejets d'eau contaminée et de déblais à base d'eau sont confirmés en laboratoire et uniquement observés près des puits de forage ; ces impacts sont donc surtout modélisés ou étudiés en laboratoire.
Au vu des études disponibles en [[2013]] sur les impacts des rejets liquides et solides des forages offshores norvégien sur le plateau continental<ref name=impactsNorge2013/> :
* l'« [[eau produite]] » rejetée par la plate-forme a des effets toxiques démontrés sur des organismes individuels (démontrés en laboratoire et in situ près d'émissaires) ; par exemple, les [[alkylphénol]]s (AP) et les [[hydrocarbures polyaromatiques]] (HAP) rejetés se concentrent dans la [[morue]] et la [[moule bleue]] élevées en cage près des exutoires<ref name=impactsNorge2013/>. {{Citation|Les AP, les acides naphténiques et les HAP peuvent perturber les fonctions reproductives et affecter plusieurs biomarqueurs chimiques, biochimiques et génétiques<ref name=impactsNorge2013/> ; Utvik et al. (1999) notent que le taux d'hydrocarbures total (THC, norme réglementaire actuelle) du rejet n'est pas corrélée à la teneur en composés aromatiques<ref name=Utvik1999>{{Lien web
D'autres ont porté sur les moyens d'étudier (via des [[biomarqueur]]s par exemple)<ref name=balk2011/>{{,}}<ref>Sundt R.C, Pampanin D.M, Grund M, Barsiené J & Ruus A (2011) ''« PAH body burden and biomarker responses in mussels (Mytilus edulis) exposed to produced water from a North Sea oil field: Laboratory and field assessments »''. Marine Pollution Bulletin, vol. 62, no 7, p. 1498-1505</ref>{{,}}<ref>Stanley DR & Wilson C.A (2003) « ''Seasonal and spatial variation in the biomass and size frequency distribution of fish associated with oil and gas platforms in the northern Gulf of Mexico'' ». In ''Fisheries, Reefs, and Offshore Development'', D. R. Stanley et A. Scarborough-Bull (éd.), American Fisheries Society Symposium, vol. 36, p. 123-153.</ref> et suivre ou modéliser le mélange (ex modèle ''CORMIX'') et la [[cinétique environnementale]] de ces polluants ([[eau produite]] notamment)<ref>{{en}} J.P. Ray et F.R. Engelhardt, ''Produced water, technological/environmental issues and solutions''. New York, Plenum Press, 1992, 609 pages.</ref> ou de les traiter<ref name=Mitigation96>{{en}} M. Reed et S. Johnsen, ''Produced water 2, environmentalissues and mitigation technologies'', New York, Plenum Press, 1996, 610 pages.</ref> qui subissent des phénomènes de transport, de transformation des contaminants, d’advection-dispersion, de dilution, de précipitation, d'adsorption, de dégradation/biodégradation et de volatilisation (selon les produits considérés).<br>Des concentrations assez toxiques pour perturber la faune sont constatée autour du pic de rejet, en Norvège, elles semblent généralement limitées à moins de 2 km de distance, et autrefois jusqu'à plus de 5 km de certaines plates-formes}}<ref name=impactsNorge2013/> ; en Norvège ces rejets
* les [[fluides de forage]] remontent des couches géologiques forées avec aussi des traces d'additifs [[biocide]]s, d'inhibiteurs de corrosion, d'inhibiteurs de [[tartre]], de désémulsionnants, de coagulants/floculants et d'agents désoxygénants<ref name="one" />{{,}}<ref name=Neff2002>{{Ouvrage
* Des bactéries sulfato-réductrices sont parfois aussi rejetées<ref>{{Ouvrage
=== Impacts de ces rejets sur les populations humaines ? ===
En 2013, ils n'avaient pas encore été vérifiés, mais étaient, pour le cas de la Norvège, jugés {{Citation|peu probables}} par les auteurs d'une étude<ref name=impactsNorge2013>{{Article
* des [[perturbateurs endocriniens]] (antiœstrogènes et [[antiandrogène]]s) ont été recherchés par une étude de 2004 dans les effluents de cinq plateformes des secteurs britannique et norvégien de la mer du Nord<ref name=effluensOestrogenesPerturb2004/>. Tous les échantillons contenaient des perturbateurs des [[œstrogène]]s (agonistes des récepteurs œstrogéniques), mais on n'y a pas trouvé d'agoniste des récepteurs androgéniques
==
Elle varie avec le temps et selon les régions du monde, et avec un relatif vide juridique pour les eaux internationales. Mais à titre d'exemple, Dans l'atlantique Nord-ouest, depuis [[2007]] la réglementation [[OSPAR]] exige que le taux d'hydrocarbures dispersés par les rejets restent sous la norme de performance de {{unité|30 mg L-1}}<ref>(Commission OSPAR, 2001 ; Recommendation 2001/1 for the Management of Produced Water from Offshore Installations (Consolidated Text) (2001) ; OSPAR Recommendation 2001/1 adopted by OSPAR 2001 (OSPAR 01/18/1, Annex 5). Amended by OSPAR Recommendation 2006/4 (OSPAR 06/23/1, Annex 15) and OSPAR Recommendation 2011/8 (OSPAR 11/20/1, Annex 19) ; url=https://www.ospar.org/search?q=Offshore+Installations.</ref> OSPAR impose aussi maintenant de nettoyer par divers moyens physiques avant leur rejet en mer (les effluents devant respecter des seuils réglementaires de contaminants)<ref name=impactsNorge2013/>.
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=== En Europe ===
==== Évaluation ====
En 2010, en réponse à la catastrophe industrielle de [[Deepwater Horizon]]<ref name=EuropeanVoice2013>{{en}} Dave Keating
==== Vers un nouveau règlement ====
En 2011 (le {{date-|27 octobre 2011-}}), la [[Commission européenne|Commission]] publie un projet de [[Règlement européen|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 {{Citation|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<ref name=OGUK2/>. Oil & Gas UK publie pour appuyer ses dires un rapport commandité au consultant [[GL Noble Denton]]<ref>{{en}} Oil & Gas UK, [http://www.oilandgasuk.co.uk/templates/asset-relay.cfm?frmAssetFileID=1914 European Commission Proposed Regulation on Offshore Safety and Related Issues - Oil & Gas UK Position Paper], 2012.</ref> qui évalue les arguments du projet de législation renforcée proposés par la commission, arguments qui seraient {{Citation|invalides}} et supportent un projet de proposition de règlement européen selon le lobby {{Citation|fondamentalement viciée}}<ref name=OGUK2/>. Le lobby pétrolier anglais affirme que la commission a fortement surestimé le risque et les coûts d'un accident<ref name=OGUK2/>, mais d'une part le {{date-|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 [[Pétrole|condensats de pétrole]]<ref name=TOTAL>{{Lien web|langue=en|url=http://www.totalepmediacentre.com/files/Elgin%20Franklin%20August%202010.pdf|titre=ELGIN FIELD – FACTS & FIGURES|éditeur=Total E&P U.K.}}</ref> et de gaz naturel ({{unité|200000|m|3}}/jour environ<ref>{{lien web|langue=fr|url=http://bourse.lefigaro.fr/devises-matieres-premieres/actu-conseils/elgin-penly-le-tr-port-carambolage-d-nergies-176714|titre=Elgin, Penly, le Tréport, carambolage d'énergies|périodique=[[Le Figaro]]|date=2012-04-06|consulté le=2012-04-07}}.</ref>) 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 (
Le {{date-|21 février 2013}}, après trois ans de discussions, les États-membres et les eurodéputés aboutissent finalement à un accord sur une nouvelle [[Directive européenne|directive]], qui entrouvre un nouveau domaine de compétence pour l'[[union européenne|UE]], mais sans lui permettre de superviser le forage offshore, comme l'espéraient certaines ONG et militants de la protection des océans<ref name=EuropeanVoice2013/>. 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<ref name=CitationOGUK/>, 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)<ref name=EuropeanVoice2013/>.
==== 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<ref name=EuropeanVoice2013/>. 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
==== Réactions ====
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== Autres usages ==
[[Image:SeaLaunch-Odyssey.jpg|thumb|upright=1.3|La plate-forme de lancement spatiale ''[[Ocean Odyssey]]''.]]
De manière anecdotique, le caractère mobile et massif des plates-formes pétrolières permet leur utilisation comme plate-forme de tir de [[Lanceur (astronautique)|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 (astronautique)|lanceur]] [[Zenit (fusée)|Zenit 3SL]]. Ce dernier permet, entre autres, la mise en [[orbite]] de [[Satellite artificiel|satellites]] civils de [[télécommunications]]. Grâce à ce concept original, {{lang|en|[[Sea Launch]]}}, la compagnie exploitant ce lanceur est devenue un des acteurs importants du marché des lanceurs civils{{Référence nécessaire||date=juillet 2008}}. 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 (ligne équinoxiale)|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 [[Fusée-sonde|fusées sondes]] italo-américaines dans les [[années 1960]] jusqu'aux [[années 1980]].
== Galerie ==
<gallery mode="packed" caption="Plate-forme type Jack-Up GSF, Constellation II, au large de [[Punta Arenas]].">
Constellation 1.JPG
Constellation 2.JPG
Constellation 3.JPG
</gallery>
== Notes et références ==
{{Références
== Annexes ==
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|commons=Category:Oil platforms
}}
=== Bibliographie ===
* {{en}} DECC, ''Offshore Energy Strategic Environmental Assessment'', Offshore Energy SEA Consultation Feedback, {{date-|juin 2009}}, Royaume-Uni, 364 pages, {{lire en ligne|url=http://www.oddzialywaniawiatrakow.pl/upload/file/307.pdf}} {{pdf}}.
Ligne 305 ⟶ 300 :
* [[Clov]] (Angola)
* [[Prelude FLNG]]
=== Liens externes ===
{{Liens}}
{{Portail|maritime|énergies fossiles}}
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