Comment sont produits le gaz et le pétrole que nous consommons ?
Les hydrocarbures sont au cœur de l’actualité internationale mais aussi du budget des ménages. Ils sont omniprésents mais leurs processus de production, complexes et relevant de l’ingénierie, sont souvent méconnus.
Cet article est un exercice de vulgarisation ne prétendant pas saisir l’ensemble des nuances techniques de l’exploration à la production.
L’exploration :
Cette première étape consiste, pour les géologues et géophysiciens, à rechercher des gisements. Après avoir étudié en surface et en profondeur, notamment par des procédés utilisant l’imagerie sismique, le forage est le seul moyen d’attester la présence d’hydrocarbures. Les profondeurs de forages sur le continent varient le plus souvent entre 2 000 et 4 000 m. Pour l’off shore, la plate forme Atlantis dans le golfe du Mexique atteint 2150m de profondeur de forage[1]. En moyenne, 2/3 des forages sont stériles ou ne sont pas assez rentables. Le forage permet d’appréhender la qualité du pétrole, la taille du gisement et donc d’évaluer les investissements. L’exploration gazière est en grande partie similaire et souvent du gaz est découvert lors de forages pétroliers (le gaz dit associé) et inversement.
On distingue également différentes sortes de réserves en fonction du type de pétrole/gaz : hydrocarbures conventionnels ou non conventionnels. Par exemple, les pétroles dits non conventionnels sont essentiellement constitués des huiles extra-lourdes, des sables asphaltiques, et des schistes bitumeux. La rentabilité des gisements de pétrole non conventionnel est incertaine. En effet les investissements et la quantité d’énergie nécessaire à leur extraction est plus importante. Cependant l’amélioration des techniques et le maintien d’un prix du baril élevé permettent une exploitation croissante de ce type de ressources. Aujourd’hui, si la baisse des cours (depuis l’été 2014) se révèlent durable, l’attractivité de certains gisements d’hydrocarbures non conventionnels aux Etats-Unis pourrait être remise en cause.
L’extraction :
Le pétrole remonte à la surface poussé par la pression présente dans le gisement. C’est la phase de récupération primaire qui permet d’extraire 5 à 10% des pétroles extra lourds et environ 25% des pétroles légers. Cependant, avec le temps, la pression s’amenuise il faut donc passer à la phase de récupération secondaire. Cette phase consiste à injecter de l’eau traitée ou du gaz pour faire remonter le pétrole. La phase tertiaire, emploie l’injection de polymère, CO2, vapeur pour rendre les roches plus perméables, ou le pétrole plus liquide. Le taux de récupération varie selon les gisements. Il dépend de la configuration du réservoir, des caractéristiques des hydrocarbures présentes. En prenant en compte l’ensemble du pétrole déjà produit, soit environ 1000 milliards de barils[2], le taux de récupération moyen s’établit à 35%[3].
Les différents types de pétrole et gaz :
Chaque gisement de pétrole est unique. Cependant, en fonction des zones géographiques et des conditions physiques présentes des pétroles rassemblent des qualités communes. Il existe des critères de qualification tels que la provenance, la viscosité (exprimé en °API et classé de léger à extra lourd/bitumeux) ou la teneur en souffre qui ont une influence sur le coût d’extraction, de raffinage. Certains gisements sont donc plus convoités. Sur le marché, les principaux bruts de références sont ; le Brent qui est la référence en terme de prix pour environ 60% du marché mondial[4], le Dubaï et le West Texas Intermediate Cushing.
Concernant le gaz naturel ; il existe également des catégories. Parmi les gaz dits conventionnels il faut distinguer ; le gaz concentré, le gaz non associé (à un gisement de pétrole), le gaz associé. Parmi les gaz dits « de roches mères » il existe le gaz de schiste, le gaz de charbon, le gaz compact, les hydrates de méthane qui ne sont actuellement pas exploités.
Le raffinage et le traitement du gaz :
« Les raffineries constituent une des données de la géographie pétrolière, en ce sens qu’elles sont le plus souvent indépendantes géographiquement des puits et que le coût relatif des transports par terre ou par mer invite à choisir pour leur installation dans les zones de consommation, les régions côtières en avant même des lieux précis d’utilisation »[5]. La définition reste en partie d’actualité. Les raffineries sont implantées de manière centrale, soit à proximité des grands terminaux ou des centres d’extraction, et à porté des réseaux de transports majeurs. Elles s’entendent sur des surfaces immenses.
Le pétrole brut y est traité de différentes manières (voir illustration) visant à obtenir un maximum de coupes de produits pétroliers combustibles ou de matières premières industrielles. Les produits légers (gaz, naphta, propane, essences, kérosène, gazole) ont une forte valorisation par rapport aux produits lourds (fiouls, résidus, bitumes).
Concernant le traitement du gaz : lors de l’extraction, les hydrocarbures C5 à C8 se condensent sous forme de condensats de gaz naturel et se séparent des hydrocarbures C1 à C4 et du dioxyde de carbone, sulfure d’hydrogène et hélium. Les condensats correspondent à un pétrole extrêmement léger, de grande valeur (essence, naphta). Le gaz est acheminé vers une usine de traitement (il y a deux réseaux de collecte distincts pour le condensat et le gaz). Le gaz subit ensuite une déshydration par point de rosé, puis les différents composants sont séparés. Les hydrocarbures C2 à C4 sont vendus sous le nom de gaz de pétrole liquéfié (GPL) et contiennent du butane/propane, les autres composants sont rejetés/séquestrés (CO2, gaz acides) ou commercialisés (hélium, gaz acides).
[1] Françoise ARDILLIER-CARRAS (coord), Philippe BOULANGER et Didier ORTOLLAND, op. cit, p.62.
[2] Institut français du pétrole, conférence de presse, Comment augmenter le taux de récupération du pétrole dans les gisements, mai 2005.
[3] Samuel FURFARI, 101 questions sur l’énergie, Éditions Technip, Paris, 2009, page 114.
[4] Françoise ARDILLIER-CARRAS (coord), Philippe BOULANGER et Didier ORTOLLAND, op. cit, p.50.
[5] Pierre GEORGE, Géographie de l’énergie, Éditions Génin, Paris 1950, p 179.
