DOSSIER

Et si le pétrole avait un avenir

© Paul Langrock/Zenit-Laif-REA
Et si le pétrole avait un avenir
DOSSIERS  Malgré la marée noire qui touche le golfe du Mexique, les pétroliers vont continuer leur quête technologique pour repousser la fin des hydrocarbures. Objectif ? Augmenter les réserves en exploitant les sources les plus difficiles d’accès.

 

L'humanité n’en a pas fini avec les hydrocarbures. Selon le scénario de l’agence internationale de l’énergie (IEA), la consommation énergétique va croître de 40% de 2007 à 2030. La population mondiale utilisera alors 16800 millions de tonnes équivalent pétrole par an, contre 12000 aujourd’hui. Et cette augmentation sera soutenue à plus de 75% par les combustibles fossiles. Le pétrole et le gaz demeurent incontournables. « Ils continueront à jouer un rôle majeur dans le mix énergétique pendant des dizaines d’années, professe Val Brock, directeur de l’innovation et de la recherche et développement de Shell. Il faudra accroître leur production quels que soient le prix du baril et la complexité des technologies à mettre en oeuvre pour les extraire.» La marée noire aux Etats-Unis ne devrait pas ralentir l’exploitation offshore. D’après l’Institut français du pétrole (IFP), le quart des réserves de pétrole se trouve sous les océans.

Hydrocarbures, combien de divisions ?


PÉTROLE: DES STOCKS DISCUTÉS
Préciser le volume des réserves de pétrole est une gageure. les chiffres des principaux producteurs sont extrêmement controversés. Elles sont généralement estimées entre 960 et 1060 milliards de barils, soit 32 à 35 ans de consommation actuelle. a cela s’ajoutent des réserves additionnelles en offshore profond et sous forme d’huiles lourdes.

GAZ : EN ABONDANCE
Contrairement au pétrole, les réserves de gaz sont bien connues. Ces réserves, estimées à 175 Tm3, correspondent à environ 60 ans de consommation actuelle. a la faveur de nouvelles découvertes, les réserves devraient atteindre 261 Tm3. a cela s’ajoutent, les réserves potentielles de 900 Tm3 de gaz non conventionnel dont 4 % sont aujourd’hui accessibles.

Source: IFP

La dernière goutte de pétrole n’est donc pas pour demain. Les experts estiment qu’environ 1000 milliards de barils ont déjà été produits et qu’il en reste à peu près autant dans les réserves connues. Celles-ci sont toutefois basées, pour une large part, sur les déclarations invérifiables des grands pays producteurs. Quoi qu’il en soit, le «peak oil », cette notion inventée par le géophysicien américain King Hubbert pour indiquer le point à partir duquel la moitié des ressources a été consommée serait imminent. «Le pic du pétrole facile est derrière nous, admet Val Brock. Mais le pic du pétrole complexe est encore devant.»

L’enjeu pour les pétroliers est de repousser toujours plus loin cette limite. Et d’accroître la quantité d’hydrocarbures exploitables que ce soit dans les réserves déjà en production ou dans les champs laissés de côté, car jugés trop peu rentables. « Les grands pétroliers et parapétroliers sont condamnés à l’innovation pour obtenir de nouveaux permis d’exploration/production, complète Jean Ropers, président du Groupement des entreprises parapétrolières et paragazières (GEP). Ils n’ont pas accès aux champs où l’exploitation est facile.» De fait, les pays producteurs d’or noir les réservent à leurs champions nationaux: Petrobras au Brésil, Saudi Aramco en Arabie Saoudite ou Gazprom en Russie. Du coup, les compagnies étrangères, comme BP, Shell ou Total, ne peuvent exploiter que des champs où l’extraction se révèle complexe.

Exploiter les puits existants au maximum

Avant de se lancer dans le développement de ces nouveaux gisements, les pétroliers tentent d’abord d’exploiter les champs existants au maximum. En la matière, la technologie de «l’Enhanced oil recovery» (EOR), que l’on pourrait traduire par l’amélioration de la récupération du pétrole, permet de relancer la production sur certains sites abandonnés. Avec les techniques traditionnelles, un champ pétrolier est en effet exploité en moyenne à 35% de sa capacité. Avec l’EOR, l’objectif est d’atteindre un taux de récupération de 60 à 70%.

Si cette technologie tient ses promesses, elle permettrait de repousser assez loin la perspective du pic de la demande?. «Si on augmente de 1% seulement le taux de récupération, cela permet d’alimenter l’équivalent d’un an et demi de production », précise Rolland Vially, géologue à l’IFP. Selon l’IEA, 300 milliards de barils pourraient être produits grâce à la technologie de l’EOR.
 

 

L’autre défi technologique, où s’exprime tout le savoir-faire des pétroliers et des grands parapétroliers, Schlumberger, CGG-Veritas et autres Technip, se trouvent 20000 lieues sous les mers. L’enjeu de l’offshore profond est de réussir à raccorder à une installation lourde en surface (platesformes pétrolières...) une multitude de champs satellites, parfois très éloignés de la base.

« L’exploitation du pétrole de grande profondeur, qui a débuté en 2001 avec le champ de Girasol en Angola, est une technologie qui s’améliore en permanence », rappelle Daniel Plathey, directeur technique des opérations chez Total. En exploitant le champ de Girasol, le pétrolier français réussit à couvrir une zone de 10 km sur 15 km avec une seule unité flottante de surface. Avec celui de Pazflor, toujours au large de l’ancienne colonie portugaise, il exploitera 49 puits sur une surface de 50 km2 dès 2011. Et des projets encore plus vastes sont attendus. En offshore, les pétroliers cherchent également à accroître les profondeurs de forage. Le champ de pétrole de Tupi, au large du Brésil, est ainsi un vrai défi. « Nous devons traverser une mer profonde de 1500 à 2000 mètres, forer une couche de 2000 mètres de sel et percer 1500 à 2000 mètres de roches pour atteindre le pétrole », s’enthousiasme Didier Hornet, directeur pétrole et gaz chez Vallourec.

Dans de telles conditions, les puits doivent supporter un milieu corrosif riche en sulfure d’hydrogène, instable sismiquement, soumis à une pression de 1000 bars et à une température de 250°C. Les technologies utilisées doivent être encore optimisées.

L'avenir du gaz assuré


Si l’exploitation de nouveaux gisements de pétrole devient de plus en plus coûteuse, l’avenir de la production de gaz semble, lui, assuré. Les progrès techniques ont rendu facilement extractibles les gaz contenus dans les schistes («shales gas») aux Etats-Unis. « Ce développement a pris plusieurs années mais il y a du potentiel un peu partout sur la planète », explique Didier Holleaux, directeur de l’exploration production chez GdF Suez. Vallourec, le spécialiste mondial des tubes, a d’ailleurs investi 650 millions de dollars à Youngstown dans l’Ohio pour construire une usine de tubes dédiés à cette technique d’extraction.

Ces nouvelles sources de production d’hydrocarbures restent toutefois dépendantes du prix du baril de pétrole, aujourd’hui au-delà de 80 dollars. Si, l’Irak se mettait à produire à son véritable potentiel (entre 6 et 7 millions de barils par jour contre seulement 2,5 millions aujourd’hui) le prix du baril pourrait s’effondrer... et entraîner dans sa chute les investissements. Il n’empêche. Repousser le déclin du pétrole en exploitant tous les gisements possibles laissera du temps pour que de réelles solutions alternatives puissent prendre le relais.

Ludovic Dupin

La France, de nouveau un pays gazier ?

Le gisement de Lacq (Pyrénées-Atlantiques) ne sera bientôt plus qu’un souvenir! La production hexagonale de gaz et de pétrole est aujourd’hui confidentielle. Mais la mise en production de gaz de schistes (« shales gas ») aux Etats-Unis offre un nouvel espoir. Les deux grands gaziers, Total et GdF Suez, espèrent en trouver dans le sous-sol français. Début mars, le premier a décroché un permis pour prospecter sur une surface de 4327 km2 au sud de la ville de Montélimar (Drôme). D’ici l’été, le second devrait bénéficier de deux licences d’exploration dans le sud-est. Il faudra des années pour savoir si des ressources suffisantes et exploitables sont présentes.

Ce potentiel établi, il restera à convaincre les populations et les collectivités locales. Les gaz de schistes nécessitent une multitude de puits espacés de quelques centaines de mètres pour être exploités. « Il y aura un impact sociétal et environnemental trop fort », craint Roland Vially, géologue à l’Institut français du pétrole (IFP). Sera-t-il supportable pour les Ardéchois et les habitants des contreforts des Alpes?


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