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Transformer les ressources en réserves : pétrole et gaz conventionnels

Posté le par La rédaction dans Énergie

Le rapport annuel de l'Agence internationale de l'énergie "les ressources en réserve" permet d'avoir un point de vue actualisé sur la situation des ressources naturelles dans le monde. Voici les résultats pour les pétrole et gaz conventionnels.

On dénombre plusieurs exemples où les progrès technologiques ont rendu possible l’extension de la durée d’exploitation un champ de pétrole par rapport à ce qui était prévu initialement.

Afin d’assurer l’avenir de la production de pétrole, il faudra augmenter la production des champs bruns (champs déjà en production) en employant des techniques améliorées de récupération assistée des hydrocarbures (RAH). A la fin de leur cycle de vie estimé, la plupart des champs contiennent encore d’importants volumes de pétrole. Les progrès technologiques permettent de faire en sorte qu’une plus grande fraction de ces volumes soit ramenée à la surface. Par exemple, en moyenne, environ 50% des volumes de pétrole présents dans les réservoirs originaux pourrait être récupéré en utilisant la dernière technologie de pointe.

Une augmentation de 1% dans le taux de récupération moyen engendrerai un volume additionnel de plus de 80 MB, ou autrement dit une augmentation de 6% des réserves mondiales de pétrole. Au cours des 20 dernières années, le taux moyen de récupération du plateau continental norvégien a connu une amélioration significative : de 34% à environ 46% aujourd’hui. Cela a été en grande partie permis par l’utilisation de technologies de forage horizontal / multilatéral, d’amélioration de l’acquisition sismique, de techniques sismiques à quatre dimensions et d’amélioration des installations sous-marines. Grâce aux derniers développements rapides dans les domaines intelligents (domaines qui utilisent toute une gamme de solutions technologiques), des taux de récupération encore plus élevés pourraient être atteints.

Si les changements observés en Norvège étaient réalisés dans tous les bassins du monde, cela conduirai à un doublement des réserves connues actuelles. Une croissance similaire pourrait être atteinte par l’adoption de techniques de RAH sur une échelle beaucoup plus large. Actuellement, il existe un nombre important de pilotes testant des techniques de RAH, en particulier celles qui utilisent des méthodes chimiques et l’injection de CO2. Les exemples sont nombreux à travers le monde, en Chine, en Russie, au Moyen-Orient, en Amérique du Nord et en l’Argentine.

En dépit de ces efforts, considérant la complexité de la mise en œuvre des technologies de RAH, mener à maturité les projets existants conduira à une diminution des niveaux de production dans les pays non membres de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP), et à une augmentation de la production de pétrole conventionnel de la part des pays de l’OPEP.

Le gaz naturel est appelé à jouer un rôle croissant pour répondre à la demande mondiale de l’énergie, en particulier dans la production d’électricité et de chauffage. Alors qu’il y a quelques décennies le gaz était souvent boudé (trop éloigné pour alimenter les marchés de manière financièrement viable) et considéré comme un produit de substitution peu attractif par rapport au pétrole, beaucoup de projets de gaz sont maintenant activement relancés.

Dans la plupart des cas, le principal défi historique était l’acheminement du gaz jusqu’au marché consommateur. Aujourd’hui cependant, le gaz naturel liquéfié (GNL) offre une solution rentable dans de nombreux cas. Le gaz naturel liquéfié peut être transporté sous sa forme liquide au sein de plus gros transporteurs et, couplé avec des possibilités accrues de  regazéification à proximité de l’utilisateur final il rend le transport de gaz vers les marchés rentable.

Le Qatar et l’Iran au Moyen-Orient en particulier, ont vu une augmentation significative de leur capacité. Les derniers développements technologiques portent vers des options offshores flottantes de GNL (liquéfaction sur un bateau), dont le premier dispositif va être construit au large nord-ouest de l’Australie. Au Qatar, la première usine de liquéfaction du gaz à grande échelle est déjà en construction.

Les lieux d’extraction des hydrocarbures dits conventionnels se limitent maintenant aux eaux ultra-profondes dans l’Arctique. A la complexité d’exploration et de production dans ces endroits s’ajoute l’impératif de ne pas nuire à cet environnement fragile et primitif. Dans ces endroits souvent éloignés, des opérations telles que l’acheminement sous-marin et la compression sont nécessaires pour permettre le transfert par pipeline vers les lointaines installations. Les pays qui explorent de plus en plus la production en eau profonde sont le Brésil et Afrique de l’Ouest. Bon nombre des technologies développées pour les eaux profondes pourrait éventuellement être utilisé dans les régions arctiques. Les autres défis à relever en Arctique sont la protection des installations contre les dangers liés à la glace et l’extension de la saison de forage.

A l’avenir, les technologies qui permettent les liaisons très longues, du champ d’exploitation à la côte où sont situés les points de collecte rendront possibles d’autres évolutions.

La technologie continue d’évoluer à un rythme rapide. Les développements actuels, concentrés autour de la mer de Barents et du versant nord de l’Alaska, sont décrites dans cette édition.

Traduit par S.L

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