Huile non conventionnelle - Unconventional oil

Le pétrole non conventionnel est le pétrole produit ou extrait en utilisant des techniques autres que la méthode conventionnelle ( puits de pétrole ). L'industrie et les gouvernements du monde entier investissent dans des sources de pétrole non conventionnelles en raison de la raréfaction des réserves de pétrole conventionnel . Le pétrole et le gaz non conventionnels ont déjà entamé les liens énergétiques internationaux en réduisant la dépendance des États-Unis à l'égard des importations d'énergie.

Sources

Selon l' Agence internationale de l' énergie de (AIE) Perspectives énergétiques mondiales 2001 pétrole non conventionnel inclus " les schistes bitumineux , sables bitumineux à base bruts synthétiques et des produits dérivés, ( pétrole lourd , Orimulsion®), les fournitures liquides à base de charbon , liquide à base de biomasse fournitures , gaz à liquide (GTL) - liquides provenant du traitement chimique du gaz."

Dans le rapport World Energy Outlook 2011 de l'AIE , « le pétrole non conventionnel comprend[d] le pétrole extra-lourd , le bitume naturel (sables bitumineux), le pétrole kérogène , les liquides et les gaz provenant du traitement chimique du gaz naturel (GTL), du charbon aux liquides (CTL) et additifs."

Définition

Dans sa page Web de 2013 publiée conjointement avec l' Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE), l'AIE a observé qu'à mesure que les technologies et les économies évoluent, les définitions des huiles non conventionnelles et conventionnelles changent également.

Le pétrole conventionnel est une catégorie qui comprend le pétrole brut - et le gaz naturel et ses condensats. La production de pétrole brut en 2011 s'élevait à environ 70 millions de barils par jour. Le pétrole non conventionnel se compose d'une plus grande variété de sources liquides, y compris les sables bitumineux, le pétrole extra-lourd, le gaz en liquides et d'autres liquides. En général, le pétrole conventionnel est plus facile et moins cher à produire que le pétrole non conventionnel. Cependant, les catégories « conventionnel » et « non conventionnel » ne restent pas figées, et au fil du temps, à mesure que les conditions économiques et technologiques évoluent, des ressources jusque-là considérées comme non conventionnelles peuvent migrer vers la catégorie conventionnelle.

— AIE

Selon le département américain de l'Énergie (DOE), "les huiles non conventionnelles doivent encore être strictement définies".

Dans une communication au Royaume-Uni intitulée Oil Sands Crude dans la série The Global Range of Crude Oils , il a été soutenu que les définitions couramment utilisées du pétrole non conventionnel basées sur les techniques de production sont imprécises et dépendent du temps. Ils ont noté que l'Agence internationale de l'énergie ne reconnaît aucune définition universellement acceptée du pétrole « conventionnel » ou « non conventionnel ». Les techniques d'extraction classées comme « conventionnelles » utilisent des « moyens non conventionnels » tels que la réinjection de gaz ou l'utilisation de la chaleur" et non des méthodes d'extraction de pétrole traditionnelles. À mesure que l'utilisation de nouvelles technologies augmente, la récupération de pétrole « non conventionnel » est devenue la norme, pas Ils ont noté que la production canadienne de sables bitumineux « est antérieure à la production de pétrole de régions comme la mer du Nord (la source d'un pétrole brut de référence connu sous le nom de « Brent »).

Selon les définitions révisées, les produits pétroliers , comme le Western Canadian Select , un mélange de référence de brut lourd produit à Hardisty, en Alberta, peuvent passer de sa catégorisation de pétrole non conventionnel au pétrole conventionnel en raison de sa densité, même si les sables bitumineux sont une ressource non conventionnelle.

Sables bitumineux

Les sables bitumineux sont généralement constitués de pétrole brut extra-lourd ou de bitume brut piégé dans du grès non consolidé. Ces hydrocarbures sont des formes de pétrole brut extrêmement denses et visqueuses, avec une consistance allant de celle de mélasse pour certains pétroles extra-lourds à aussi solide que le beurre de cacahuète pour certains bitumes à température ambiante, rendant l'extraction difficile. Ces pétroles bruts lourds ont une densité (densité spécifique) approchant voire dépassant celle de l'eau. En raison de leur viscosité élevée, ils ne peuvent pas être produits par des méthodes conventionnelles, transportés sans chauffage ni dilution avec des hydrocarbures plus légers, ou raffinés par des raffineries de pétrole plus anciennes sans modifications majeures. Ces pétroles bruts lourds contiennent souvent des concentrations élevées de soufre et de métaux lourds, en particulier de nickel et de vanadium, qui interfèrent avec les processus de raffinage, bien que les pétroles bruts plus légers puissent également souffrir d'une contamination par le soufre et les métaux lourds. Ces propriétés présentent des défis environnementaux importants pour la croissance de la production et de l'utilisation de pétrole lourd. Les sables bitumineux de l' Athabasca au Canada et la ceinture de pétrole lourd de l'Orénoque au Venezuela sont l'exemple le plus connu de ce type de réserve non conventionnelle. En 2003, les réserves estimées étaient de 1,2 billion de barils (1,9 × 10 ¹¹ m ³ ).

Les sables bitumineux lourds et les sables bitumineux sont présents dans le monde entier. Les deux gisements les plus importants sont les sables bitumineux d'Athabasca en Alberta, au Canada et la ceinture de pétrole lourd de l' Orénoque au Venezuela . La teneur en hydrocarbures de ces gisements est soit du bitume brut, soit du pétrole brut extra- lourd , dont le premier est souvent valorisé en brut synthétique (syncrude) et le second dont est basé le carburant vénézuélien Orimulsion . Les gisements de pétrole extra-lourd vénézuélien diffèrent des sables bitumineux canadiens en ce qu'ils s'écoulent plus facilement aux températures plus élevées des réservoirs du Venezuela et pourraient être produits par des techniques conventionnelles, mais les taux de récupération seraient inférieurs à ceux des techniques canadiennes non conventionnelles (environ 8 % contre jusqu'à 90 % pour l'exploitation à ciel ouvert et 60 % pour le drainage par gravité assisté par vapeur ).

En 2011, le total des réserves prouvées de pétrole de l'Alberta s'élevait à 170,2 milliards de barils, soit 11 % des réserves mondiales totales de pétrole (1 523 milliards de barils) et 99 % des réserves de pétrole du Canada. En 2011, l'Alberta fournissait 15 % des importations de pétrole brut des États-Unis, exportant environ 1,3 million de barils par jour (210 000 m ³ /j) de pétrole brut. Les projections de 2006 pour 2015 étaient d'environ 3 millions de barils par jour (480 000 m ³ /j). À ce rythme, les réserves de sables bitumineux de l'Athabasca dureraient moins de 160 ans. Environ 80 pour cent des gisements bitumineux de l'Alberta peuvent être extraits à l'aide de méthodes in situ telles que le drainage gravitaire à la vapeur et 20 pour cent par des méthodes d'exploitation à ciel ouvert. Les sables bitumineux du nord de l'Alberta dans les régions d'Athabasca, de Cold Lake et de Peace River contiennent environ 2 000 milliards de barils (volume initial en place) de bitume brut et de pétrole extra-lourd, dont 9 % étaient considérés comme récupérables grâce à la technologie disponible en 2013.

Les sociétés pétrolières estiment que les sites de l'Athabasca et de l'Orénoque (tous deux de taille similaire) possèdent jusqu'à deux tiers du total des gisements de pétrole mondiaux. Ce n'est que récemment qu'elles ont été considérées comme des réserves prouvées de pétrole. En effet, les prix du pétrole ont augmenté depuis 2003 et les coûts d'extraction du pétrole de ces mines ont baissé. Entre 2003 et 2008 , les prix mondiaux du pétrole ont grimpé à plus de 140 $ et les coûts d'extraction du pétrole sont tombés à moins de 15 $ le baril aux mines Suncor et Syncrude .

En 2013, le pétrole brut des sables bitumineux canadiens était cher à produire, bien que la nouvelle production de pétrole de réservoir étanche aux États-Unis soit tout aussi chère. Les coûts d'approvisionnement pour les projets de sables bitumineux de l'Athabasca étaient d'environ 50 $ US à 90 $ US le baril. Cependant, les coûts pour Bakken , Eagle Ford et Niobrara étaient plus élevés, d'environ 70 $ US à 90 $ US, selon 135 sociétés pétrolières et gazières mondiales interrogées et rapportées par le Financial Post .

Il sera difficile d'extraire un pourcentage important de la production mondiale de pétrole de ces gisements car le processus d'extraction nécessite beaucoup de capital, de force humaine et de terres . Une autre contrainte est l'énergie pour la production de chaleur et d' électricité du projet , provenant actuellement du gaz naturel , qui a connu ces dernières années une augmentation de la production et une baisse correspondante des prix en Amérique du Nord. Avec la nouvelle offre de gaz de schiste en Amérique du Nord, le besoin d'alternatives au gaz naturel a considérablement diminué.

Une étude réalisée en 2009 par le CERA a estimé que la production des sables bitumineux du Canada émet « environ 5 à 15 % de plus de dioxyde de carbone, au cours de l'analyse de la durée de vie « du puits aux roues » du carburant, que le pétrole brut moyen ». L'auteur et journaliste d'investigation David Strahan a déclaré la même année que les chiffres de l'AIE montrent que les émissions de dioxyde de carbone des sables bitumineux sont 20 % plus élevées que les émissions moyennes du pétrole.

Étanche à l'huile

Le pétrole étanche, y compris le pétrole léger étanche (parfois, le terme « huile de schiste » est utilisé au lieu de « huile légère étanche ») est du pétrole brut contenu dans des formations pétrolifères de faible perméabilité , souvent du schiste ou du grès étanche. La production économique à partir de formations pétrolifères étanches nécessite la même fracturation hydraulique et utilise souvent la même technologie de puits horizontaux utilisée dans la production de gaz de schiste . Il ne faut pas le confondre avec le schiste bitumineux , qui est un schiste riche en kérogène , ou l' huile de schiste , qui est une huile synthétique produite à partir des schistes bitumineux. Par conséquent, l' Agence internationale de l'énergie recommande d'utiliser le terme « pétrole léger étanche » pour le pétrole produit à partir de schistes ou d'autres formations à très faible perméabilité, tandis que le rapport World Energy Resources 2013 du Conseil mondial de l'énergie utilise le terme « pétrole étanche ».

Schiste bitumineux

Le schiste bitumineux est une roche sédimentaire à grain fin riche en matière organique contenant des quantités importantes de kérogène (un mélange solide de composés chimiques organiques ) à partir de laquelle la technologie peut extraire des hydrocarbures liquides ( huile de schiste ) et du gaz de schiste combustible . Le kérogène contenu dans le schiste bitumineux peut être converti en pétrole de schiste par des procédés chimiques de pyrolyse , d' hydrogénation ou de dissolution thermique . La température à laquelle se produit la décomposition perceptible des schistes bitumineux dépend de l'échelle de temps de la pyrolyse ; dans le procédé d'autoclave au-dessus du sol, la décomposition perceptible se produit à 300 °C (570 °F), mais se déroule plus rapidement et complètement à des températures plus élevées. Le taux de décomposition est le plus élevé à une température de 480 °C (900 °F) à 520 °C (970 °F). Le rapport gaz de schiste/huile de schiste dépend de la température de l'autoclave et augmente en règle générale avec l'augmentation de la température. Pour le procédé in situ moderne , qui peut nécessiter plusieurs mois de chauffage, la décomposition peut être effectuée à une température aussi basse que 250 °C (480 °F). En fonction des propriétés exactes du schiste bitumineux et de la technologie de traitement exacte, le processus d'autoclave peut nécessiter beaucoup d'eau et d'énergie. Le schiste bitumineux a également été brûlé directement comme combustible de qualité inférieure.

Une estimation de 2016 du Conseil mondial de l'énergie a fixé les ressources mondiales totales de pétrole de schiste à 6,05 billions de barils. Les États-Unis détiennent plus de 80 % de ce total . Il existe environ 600 gisements de schiste bitumineux connus dans le monde, y compris des gisements majeurs aux États-Unis d'Amérique . Bien que les gisements de schiste bitumineux se trouvent dans de nombreux pays, seuls 33 pays possèdent des gisements connus d'une valeur économique possible. Les plus grands gisements au monde se trouvent aux États-Unis dans la formation de Green River , qui couvre des parties du Colorado , de l' Utah et du Wyoming . Environ 70 % de cette ressource se trouve sur des terres détenues ou gérées par le gouvernement fédéral des États-Unis. Les gisements bien explorés, possédant potentiellement une valeur économique supplémentaire, comprennent les gisements de Green River dans l'ouest des États-Unis, les gisements tertiaires dans le Queensland , en Australie, les gisements en Suède et en Estonie , le gisement El-Lajjun en Jordanie et les gisements en France, en Allemagne , Brésil , Maroc , Chine, sud de la Mongolie et Russie. Ces gisements ont donné lieu à des attentes de rendement d'au moins 40 litres (0,25 baril) d'huile de schiste par tonne de schiste, en utilisant la méthode Fischer Assay .

Selon une enquête menée par la RAND Corporation , le coût de production d'un baril de pétrole dans un complexe d'autoclave de surface aux États-Unis (comprenant une mine, une usine d'autoclave , une usine de valorisation , des services publics de soutien et la récupération de schiste usé) se situerait entre 70-95 $ US (440-600 $/m ³ , ajusté aux valeurs de 2005). Depuis 2008, l'industrie utilise le schiste bitumineux pour la production de pétrole de schiste au Brésil , en Chine et en Estonie . Plusieurs autres pays ont commencé à évaluer leurs réserves ou ont construit des usines de production expérimentales. Aux États-Unis, si le schiste bitumineux pouvait être utilisé pour répondre à un quart de la demande actuelle de 20 millions de barils par jour (3 200 000 m ³ /j), 800 milliards de barils (1,3 × 10 ¹¹ m ³ ) de ressources récupérables dureraient plus de 400 ans.

Dépolymérisation thermique

La dépolymérisation thermique (TDP) a le potentiel de récupérer de l'énergie à partir de sources de déchets existantes telles que le coke de pétrole ainsi que de gisements de déchets préexistants. Ce processus, qui imite ceux qui se produisent dans la nature, utilise la chaleur et la pression pour décomposer les composés organiques et inorganiques par une méthode connue sous le nom de pyrolyse hydrique . Étant donné que la production d'énergie varie considérablement en fonction des matières premières, il est difficile d'estimer la production d'énergie potentielle. Selon Changing World Technologies, Inc., ce processus a même la capacité de décomposer plusieurs types de matériaux, dont beaucoup sont toxiques pour les humains et l'environnement.

Conversion du charbon et du gaz

En utilisant des procédés de combustibles synthétiques , la conversion du charbon et du gaz naturel a le potentiel de produire de grandes quantités de pétrole non conventionnel et/ou de produits raffinés, bien qu'à une production nette d'énergie bien inférieure à la moyenne historique de l'extraction de pétrole conventionnel.

À l'époque - avant le forage de puits de pétrole pour exploiter des réservoirs de pétrole brut - la pyrolyse des gisements riches en matières organiques extraits était la méthode conventionnelle de production d'huiles minérales. Historiquement, le pétrole était déjà produit à l'échelle industrielle au Royaume-Uni et aux États-Unis par distillation sèche de charbon de cannel ou de schiste bitumineux dans la première moitié du XIXe siècle. Les rendements en pétrole de la pyrolyse simple, cependant, sont limités par la composition du matériau à pyrolyser, et les procédés modernes de « pétrole à partir du charbon » visent un rendement beaucoup plus élevé de liquides organiques, résultant d'une réaction chimique avec la matière première solide.

Les quatre principales technologies de conversion utilisées pour la production de pétrole non conventionnel et de produits raffinés à partir du charbon et du gaz sont les procédés de conversion indirecte du procédé Fischer-Tropsch et le procédé Mobil (également connu sous le nom de méthanol en essence), et les procédés de conversion directe de la Procédé Bergius et procédé Karrick .

Sasol exploite une usine de transformation de charbon en liquides de 150 000 barils par jour (24 000 m ³ /j) basée sur la conversion de Fischer Tropsch en Afrique du Sud depuis les années 1970.

En raison du coût élevé du transport du gaz naturel, de nombreux gisements connus mais éloignés n'étaient pas exploités. La conversion sur site aux combustibles liquides rend cette énergie disponible dans les conditions actuelles du marché. Fischer Tropsch alimente les usines de conversion du gaz naturel en carburant, un processus largement connu sous le nom de gaz en liquide, qui fonctionne en Malaisie, en Afrique du Sud et au Qatar. De grandes usines de conversion directe du charbon en liquides sont actuellement en construction ou en cours de démarrage en Chine.

La capacité totale de production mondiale de carburant synthétique dépasse 240 000 barils par jour (38 000 m ³ /j) et devrait croître rapidement dans les années à venir, avec plusieurs nouvelles usines actuellement en construction.

Effets indésirables connus sur la santé

Le forage pétrolier non conventionnel, comme le forage gazier non conventionnel , a dégradé la qualité de l'air, contaminé les eaux souterraines et augmenté la pollution sonore . Un tel forage s'est également avéré être en corrélation avec une faible croissance fœtale et un taux de naissance prématurée plus élevé pour les résidents qui vivent à proximité des sites de forage. Le torchage du gaz , qui est une pratique courante dans l'industrie, libère un mélange toxique de produits chimiques nocifs, notamment du benzène , des particules , des oxydes d'azote , des métaux lourds , du noir de carbone , du monoxyde de carbone , du méthane et d'autres composés organiques volatils , du dioxyde de soufre et d'autres composés soufrés , qui sont connus pour exacerber l' asthme et d'autres maladies respiratoires . Ensemble, trois zones seulement sont responsables de 83 % des torchères connues des sites d'extraction de pétrole non conventionnel, des torchères de sites d'extraction de gaz non conventionnels et des torches de fracturation dans les États-Unis contigus, et environ un demi-million d'Américains, de manière disproportionnée des Afro-Américains , des Amérindiens et d'autres personnes couleur , vivent à moins de cinq kilomètres de ces trois zones.

Préoccupations environnementales

Comme pour toutes les formes d' exploitation minière , des résidus et des déchets dangereux sont générés par les divers processus d'extraction et de production de pétrole.

Les préoccupations environnementales avec les huiles lourdes sont similaires à celles des huiles plus légères. Cependant, ils posent des problèmes supplémentaires, tels que la nécessité de chauffer les huiles lourdes pour les pomper hors du sol. L'extraction nécessite également de grands volumes d'eau.

Les impacts environnementaux des schistes bitumineux diffèrent selon le type d'extraction ; cependant, il existe des tendances communes. Le processus d'extraction libère du dioxyde de carbone, en plus d'autres oxydes et polluants, lorsque le schiste est chauffé. En outre, certains des produits chimiques se mélangent avec les eaux souterraines (soit sous forme de ruissellement ou par infiltration). Il existe des procédés en cours d'utilisation ou en cours de développement pour aider à atténuer certaines de ces préoccupations environnementales.

La conversion du charbon ou du gaz naturel en pétrole génère de grandes quantités de dioxyde de carbone en plus de tous les impacts de l'obtention de ces ressources pour commencer. Cependant, placer des usines dans des zones clés peut réduire les émissions effectives dues au pompage du dioxyde de carbone dans des lits de pétrole ou de charbon pour améliorer la récupération du pétrole et du méthane.

Le dioxyde de carbone est un gaz à effet de serre , de sorte que l'augmentation du dioxyde de carbone produite à la fois par le processus d'extraction plus complexe avec du pétrole non conventionnel, ainsi que par la combustion du pétrole lui-même, a suscité de profondes inquiétudes quant au pétrole non conventionnel aggravant les impacts du changement climatique .

Économie

Les sources de pétrole non conventionnel seront de plus en plus utilisées lorsque le pétrole conventionnel deviendra plus cher en raison de son épuisement . Les sources de pétrole conventionnelles sont actuellement préférées car elles sont moins chères que les sources non conventionnelles. De nouvelles technologies, telles que l' injection de vapeur pour les gisements de sables bitumineux, sont en cours de développement pour réduire les coûts de production de pétrole non conventionnel.

En mai 2013, l'AIE, dans son rapport sur le marché pétrolier à moyen terme (MTOMR), a déclaré que l'augmentation de la production pétrolière en Amérique du Nord entraînée par les pétroles non conventionnels - le pétrole léger américain (LTO) et les sables bitumineux canadiens - avait produit un choc d'approvisionnement mondial qui aurait remodeler la façon dont le pétrole est transporté, stocké, raffiné et commercialisé.

Voir également

Remarques

Les références

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Lectures complémentaires

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