Pétrole non conventionnel

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Le pétrole non conventionnel est un pétrole produit ou extrait en utilisant des techniques autres que la méthode traditionnelle de puits pétroliers, ou impliquant un coût et une technologie supplémentaires en raison de ses conditions d'exploitation plus difficiles. Les productions de type non conventionnel comprennent : l'exploitation de sables bitumeux, de pétrole lourd, de schiste bitumineux, en offshore profond, en conditions polaires. Si les deux derniers types de pétrole ne sont pas matériellement différents du pétrole conventionnel, en revanche les trois premiers, bien qu'ayant la même origine, ont eu une genèse différente.

En 2008, compte tenu de la disponibilité du pétrole conventionnel, seule l'exploitation des sables bitumineux canadiens constituait un volume notable au plan mondial[réf. nécessaire] ; le changement d'appellation de ces champs les a fait basculer dans le domaine du pétrole conventionnel[réf. nécessaire].

Évolution de la définition[modifier | modifier le code]

La notion de pétrole conventionnel évolue avec le temps. Au XIXe siècle, les pétroles contenant même une faible quantité de soufre étaient inacceptables par les raffineries de cette époque, et étaient considérés comme "non conventionnels[1]" ; ce n'est plus le cas depuis le milieu du XXe siècle. De même, la notion d'"offshore profond" évolue elle aussi : en 1980, une profondeur d'eau excédant 500 m était considérée comme inaccessible avec les moyens de l'époque. En 2005, cette limite est plutôt de l'ordre de 1 500 m. Enfin les sables bitumineux du Canada ont longtemps été considérés non conventionnels ; en 2002 l'Oil & Gas Journal a considéré que les techniques nécessaires étaient disponibles, et a fait passer ces réserves dans le champ du conventionnel, propulsant brutalement ce pays à la deuxième place mondiale en ce qui concerne les réserves pétrolières[2]. Enfin le pétrole lourd du Venezuela, quand les techniques seront là aussi disponibles, donnera à ce pays la première place mondiale. Au XXe siècle, on a longtemps utilisé les limites en densité API : en deçà de 10° API ou au-delà de 45° API[3], le pétrole était considéré comme non conventionnel ; cette dernière définition évolue aussi, dans la mesure où les condensats (NGL) se trouvent fréquemment à l'extérieur de cette zone, alors qu'ils sont produits avec des méthodes classiques.

On évoque parfois également les biocarburants, la dépolymérisation thermique de matière organique et la conversion de charbon et de gaz naturel en hydrocarbures liquides par des procédés comme la synthèse de Fischer-Tropsch. L'exploitation des hydrates de méthane, encore à l'état de projet en 2010, rentre dans ce cadre également. Ces sources ne sont pas à proprement parler des sources de pétrole, puisqu'elles produisent essentiellement une coupe pétrolière beaucoup moins complexe que le pétrole naturel, généralement orientée vers les carburants automobiles. Ces sources ne présentent pas non plus de réserves récupérables.

Pétrole extra lourd et sables bitumeux[modifier | modifier le code]

Les pétroles lourds et les sables bitumeux se retrouvent partout sur le globe, mais les deux plus importants sites sont situés au Canada (aux bord du lac Athabasca) et au Venezuela (sur les rives de l'Orénoque). L'hydrocarbone contenu dans ces champs est sous forme de bitume, qu'il est possible de transformer en carburant Orimulsion® (en). Le pétrole extra-lourd vénézuélien est différent des sables bitumeux canadiens car il est moins visqueux à température ambiante et peut donc être extrait avec des techniques d'écoulements à froid, même si le taux de récupération est moindre qu'avec les techniques canadiennes (environ 8 % comparé à plus de 90 % pour les mines à ciel ouvert ou 60 % pour les forages gravitationnels assistés par vapeur SAGD en anglais).

Les compagnies pétrolières ont estimé que les champs de l'Athabasca et de l'Orénoque représentent deux tiers du total mondial des gisements de pétrole. Cependant ils n'ont été considérés que récemment en tant que réserves pétrolières prouvées grâce à la chute du prix de production du baril dans les mines de Suncor et Syncrude à moins de 15 $ par baril alors que le cours du pétrole atteignait 70 $ le baril.

Une autre préoccupation majeure aujourd'hui : les ressources nécessaires à la production de chaleur et d'électricité, générées actuellement en partie via le fioul et le charbon, lui-même en restriction. Une unité de valorisation du bitume est en cours de construction à Fort McMurray dans l'Alberta pour fournir du gaz de synthèse afin de remplacer le gaz naturel[4].

Schiste bitumineux[modifier | modifier le code]

Les schistes bitumineux représentent un groupe de schistes fins allant du noir au marron foncé suffisamment riche en matière organique (le kérogène) permettant de préserver le pétrole de la distillation. Le kérogène contenu dans les schistes bitumeux peut être transformé en huile grâce au procédé chimique de pyrolyse. Au cours de la pyrolyse, les schistes bitumineux sont chauffés jusqu'à 450–500 °C dans une enceinte privée d'air et le kérogène se transforme en pétrole et est séparé. Ce procédé s'appelle la distillation en cornues. Les schistes bitumineux ont également été consommés en tant que carburants pauvres. Le Bureau des réserves en pétrole maritime et schistes bitumineux des États-Unis estime les réserves mondiales de schistes bitumineux à 1662 milliards de barils (264 milliards de m³) dont 1200 milliards de barils (264 milliards de m³) sur le territoire américain[5]. La majeure partie des schistes bitumineux aux États-Unis sont issus de la couche géologique Green River Formation (bassins de Green River et Washakie au Wyoming; bassin de Uinta dans l'Utah; bassin de Piceance Creek au Colorado). De nos jours, l'Estonie, la Russie, le Brésil et la Chine exploitent les schistes bitumineux, cependant la production est en baisse à cause des aspects économiques et environnementaux.

Huile de schiste[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Huile de schiste.

L'huile de schiste ou pétrole de schiste (en anglais: tight oil (en), même si parfois le terme shale oil (en) qui décrit historiquement une autre source est utilisé[6]) provient de la transformation de la matière organique en hydrocarbure liquide, piégé dans la roche-mère.

Dans le cas du schiste bitumineux, l'enfouissement de la roche-mère n'est pas suffisant pour permettre la transformation de la matière organique en hydrocarbure liquide. À l'inverse, un enfouissement plus important de la roche-mère a pour effet la transformation du pétrole en gaz, dit « gaz de schiste ».

Le bassin de Williston, en Amérique du Nord, produit actuellement du pétrole de schiste. Selon une étude publiée par l'Université Harvard, les États-Unis pourraient voir leur production augmenter de 3,5 millions de barils par jour, portant leur production totale à 11,6 Mbj de brut et de gaz naturel, d'ici 2020, et faisant d'eux le deuxième pays producteur de brut du monde après l'Arabie saoudite. Contredisant la thèse selon laquelle les ressources pétrolières de la planète seraient au bord de l’épuisement cette étude prédit que la production de brut dans le monde, conventionnelle et non conventionnelle, devraient largement augmenter ces prochaines années grâce à quatre pays: l'Irak, le Canada, le Brésil et les États-Unis[7]. Des compagnies pétrolières s'intéressent aux possibilités de production de ce type d'hydrocarbure dans le bassin parisien par des techniques proches de celles utilisées pour l'extraction du gaz de schiste.

Bio-carburants[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Bio-carburant.

Les bio-carburants, tels que le biodiesel et le bioéthanol, sont aussi des carburants à base d'hydrocarbure. Il existe aussi des biocarburants non-hydrocarbures comme les producteurs anaérobiques d'hydrogène.

Dépolymérisation thermique[modifier | modifier le code]

La dépolymérisation thermique (TDP en anglais) peut permettre de récupérer beaucoup d'énergie du coke pétrolier et des déchets provenant des réservoirs. Il est difficile d'estimer la production énergétique potentielle car la récupération dépend énormément des produits utilisés.


Transformation du charbon et du gaz naturel[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Procédé Fischer-Tropsch.

La transformation du charbon et du gaz naturel peut permettre de fournir de grandes quantités de pétrole non conventionnel, mais de moindre valeur énergétique. À cause du prix élevé du transport du gaz, de nombreux gisements connus mais trop éloignés ne sont pas exploités. La transformation peut mettre à disposition ces énergies malgré les conditions actuelles du marché.

Le procédé de Karrick (en) est une carbonisation à basse température (LTC en anglais) du charbon, des schistes, du lignite ou de tout autre matière carbonée. Ceux-ci sont chauffés de 360 °C à 750 °C en l'absence d'air afin d'extraire par distillation l'huile et le gaz. La production devient rentable à partir de 35 $ le baril.

Le procédé Fischer-Tropsch utilise un principe similaire à celui de Karrick - mais cependant moins efficace - pour la gazéifaction du charbon car beaucoup de l'énergie contenue dans le charbon est dissipée. Pour la plupart des grandes compagnies pétrolières, le procédé Fischer-Tropsch fait actuellement l'objet de recherches afin de permettre la production de carburant liquide à partir de gaz naturel[8].

Références[modifier | modifier le code]

  1. The myth of the oil crisis: overcoming the challenges of depletion… Par Robin M. Mills, P154
  2. Oil, water and climate: an introduction Par Catherine Gautier
  3. Recherche et production du pétrole et du gaz: réserves, coûts, contrats Par Denis Babusiaux
  4. (en)(fr)[html] « Shell issues formal proposal to expand the Athabasca Oil Sands Project », CNW, le 28 juillet 2006, Groupe CNW Ltée (consulté le 15 novembre 2006)
  5. (en)[PDF] « Dammer »
  6. L'équivalent français de shale oil, recommandé par la Commission générale de terminologie (France), est « huile de schiste . Voir ce terme dans FranceTerme.
  7. Le boum du schiste devrait faire des États-Unis le 2e producteur mondial de pétrole, Afrique Expansion, 28 juin 2012
  8. (en)« CATALYZING GTL », Chemical & Engineering News,‎ 2003 (consulté le 20 novembre 2006)

Annexes[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Lien externe[modifier | modifier le code]