pétrole (suite)

L’extension de ces méthodes terrestres à la prospection marine (offshore) suppose résolus les problèmes de positionnement en haute mer : les relèvements visuels doivent être remplacés par des recoupements d’ondes hertziennes provenant de stations à terre ou de radiosatellites. Les zones sous-marines à explorer sont ensuite balisées en disposant au fond de l’eau des émetteurs d’ultrasons permettant au navire de se situer très exactement sur ses objectifs.

S’il est généralement plus commode de prospecter en mer que sur terre, où l’on se heurte aux difficultés de mouvement dues à la nature ou à l’homme, la sismique marine exige néanmoins la mise au point de méthodes originales, ne serait-ce que pour éviter de perturber l’équilibre écologique de la faune, les tirs d’explosifs étant, bien entendu, interdits sur les lieux de pêche. L’indispensable onde de choc sera donc obtenue par décharge électrique, émission brutale d’air comprimé ou de vapeur d’eau, détonation de gaz ou implosion de « cymbales ».

Le forage

Quelque perfectionnées que soient les méthodes de prospection géophysique, le seul moyen d’être absolument certain de l’existence d’un gisement de pétrole ou de gaz est de l’atteindre à l’aide de la sonde.

La méthode la plus utilisée est le forage rotatif au trépan avec circulation de boue : l’outil est fixé au bas d’une série de tiges creuses que l’on fait tourner lentement par de puissants moteurs Diesel situés en surface, à côté du « derrick ». Ce dernier, qui confère sa silhouette caractéristique au chantier de forage, est un mât ou une charpente pyramidale permettant de remonter et de retirer une à une les tiges du puits afin de renouveler le trépan usé et de ramener à la surface un échantillon de la roche forée.

La production

Lorsque le forage a atteint la zone pétrolifère, on procède à la mise en service du puits, opération délicate si l’on veut éviter l’éruption et parfois l’incendie. On distingue ensuite deux périodes dans l’exploitation d’un gisement.

• La récupération primaire
Au début, sous l’effet de la pression, le pétrole remonte de lui-même à la surface : l’écoulement est dû au drainage par gravité ou au remplacement de l’huile soit par une montée de l’aquifère sous pression (water-drive), soit par l’expansion du gaz dissous (depletion-drive), ou encore par la dilatation du gaz comprimé surmontant l’huile (gas cap-drive) ou une combinaison de ces mécanismes. Par la suite, la pression naturelle ayant tendance à tomber assez rapidement, on cherche à la rétablir par une injection de gaz recomprimé (gas-lift) avant de se résoudre au pompage à l’aide de pompes à balancier (tête de cheval), dont le lent mouvement alternatif est transmis par un jeu de tiges au piston situé au fond du puits.

Arrivé en surface, le pétrole brut est collecté vers une station de « nettoyage », où l’on extrait d’abord le méthane et les gaz liquéfiés (stabilisation), puis l’eau salée par désémulsification ou par précipitation électrostatique et enfin l’hydrogène sulfuré par dégazage à contre-courant (stripping).

Pour lutter contre le colmatage progressif des pores de la roche pétrolifère et rétablir l’activité du gisement, il est nécessaire de « stimuler » périodiquement le puits par acidification (injection d’acide chlorhydrique), par torpillage (perforation à l’aide de balles tirées avec un fusil spécial ou d’explosifs descendus à hauteur de la formation) ou par fracturât ion hydraulique (de puissantes pompes de surface refoulant un mélange d’eau et de boue jusqu’à fracassement brutal de la roche colmatée).

• La récupération secondaire
Les méthodes précédentes ne permettraient, à elles seules, de ramener à la surface que 20 p. 100 environ du pétrole contenu dans un gisement ; d’où l’idée d’expulser une grande partie des 80 p. 100 restants grâce à l’un des artifices suivants :
— le drainage à l’eau (water-flood) par injection d’eau sous ou autour du pétrole ;
— la réinjection de gaz (gas-drive) au-dessus ou en arrière du pétrole ;
— le drainage à l’eau chaude ou à la vapeur, plus coûteux, mais permettant de récupérer jusqu’à 90 p. 100 du gisement ;
— le drainage par le feu (fire-flood), par combustion contrôlée d’une partie du pétrole « in situ » ;
— la fracturation nucléaire, par explosion souterraine d’une petite bombe atomique.

Les réserves de pétrole

En réalité, le taux de récupération actuellement pratiqué ne dépasse pas en moyenne 35 p. 100, chiffre au-delà duquel il est, en effet, plus économique de découvrir de nouvelles ressources. On distingue donc les réserves totales supposées, de l’ordre de 400 à 500 Gt, les réserves en place connues, soit environ 250 Gt, et les réserves prouvées ou rentables par les techniques modernes, évaluées en 1975 à 98 Gt.

La consommation étant, à pareille date, de 2,7 Gt par an, il est tentant de parler d’une trentaine d’années de réserves par rapport aux besoins. Mais il ne faut pas oublier que d’immenses zones sédimentaires, notamment dans l’Arctique, l’Alaska, le Canada, le Groenland, la Sibérie et leurs archipels, sont encore peu explorées.

D’autre part, l’épuisement progressif des champs de pétrole aura pour contrepartie de rentabiliser l’exploitation d’autres ressources naturelles :
— les sables bitumineux, dont les gisements canadiens représentent à eux seuls 100 Gt d’huile récupérable ;
— les schistes bitumineux, dont on pourrait tirer 1 000 Gt de produits pétroliers ;
— les réserves de charbon et de lignite, qui représentent au moins 5 000 Gt de pétrole synthétisable par hydrogénation, soit vingt siècles de la consommation actuelle.

Le transport du pétrole brut

Le rôle joué par les transports dans l’industrie pétrolière est considérable : l’Europe occidentale importe 97 p. 100 de ses besoins, principalement d’Afrique et du Moyen-Orient, et le Japon 100 p. 100. Mais les pays qui se suffisent à eux-mêmes sont à peine mieux partagés, car les gisements les plus importants se trouvent à des milliers de kilomètres des centres de consommation, aux États-Unis comme en U. R. S. S., au Canada comme en Amérique du Sud.