pétrole
(latin médiéval petroleum, du latin classique petra, pierre, et oleum, huile)
Huile minérale naturelle, de couleur très foncée, d'une densité variant de 0,8 à 0,95, composée essentiellement d'hydrocarbures paraffiniques, naphténiques et aromatiques. (On dit aussi pétrole brut et, dans les opérations d'exploration et de production, huile.)
Le pétrole est le résultat de la lente dégradation bactériologique d'organismes aquatiques végétaux et animaux qui, il y a des dizaines, voire des centaines de millions d'années, ont proliféré dans les mers et se sont accumulés en couches sédimentaires. L'ensemble des produits issus de cette dégradation, hydrocarbures et composés volatils, mêlé aux sédiments et aux résidus organiques, est contenu dans la roche-mère ; c'est de celle-ci que le pétrole, expulsé sous l'effet du compactage provoqué par la sédimentation, a migré pour imprégner des sables ou des roches plus poreuses et plus perméables, telles que grès ou calcaires. Les gisements se localisent toujours en un point singulier ou dans une anomalie naturelle de ces roches, que l'on appelle roches-réservoirs ou roches-magasins. Une couche imperméable, marne ou argile, par exemple, formant piège permet l'accumulation des hydrocarbures et les empêche ainsi de s'échapper.
Le pétrole se présente le plus souvent surmonté d'une couche d'hydrocarbures gazeux et se situe généralement au-dessus d'une couche d'eau salée, plus dense que lui. L'épaisseur d'un gisement varie entre quelques mètres et plusieurs centaines de mètres. Sa longueur peut atteindre plusieurs dizaines de kilomètres au Moyen-Orient.
1. Industrie du pétrole
1.1. Exploration et forage
L'exploration, appelée aussi prospection, a pour but la recherche de nouveaux gisements. Elle comporte des études géologiques et géophysiques, pour déceler les pièges, puis un ou plusieurs forages d'exploration. L'épuisement des gisements traditionnels a largement favorisé l'exploration de bassins sédimentaires d'accès difficile, tels que ceux localisés dans les zones arctiques et/ou marines. L'exploration pétrolière marine s'est poursuivie d'abord dans des mers calmes et peu profondes, puis dans des zones plus profondes et plus hostiles comme la mer du Nord ou le Labrador.
Essai de production. Au cours du forage d'un puits d'exploration, on effectue des mesures pour connaître les caractéristiques des couches traversées susceptibles de devenir productrices. Si la mise en production est décidée, on commence à descendre dans le puits l'équipement de production, que l'on coiffe d'une tête de puits, ou « arbre de Noël ». Dans les forages en mer, la tranche d'eau est simplement considérée comme une tranche de terrain non consolidée et tubée dès le début du forage.
Dans les puits éruptifs, la pression du gisement est telle que, dès que la boue a été vidée du puits par curage ou par pistonnage, l'huile monte jusqu'en surface ; le débit est alors réglé par le choix d'un orifice convenable de la duse placée dans la tête de production. Dans les puits non éruptifs, l'huile ne peut monter qu'à une certaine hauteur, jusqu'à équilibrer une pression de gisement insuffisante. Il est alors nécessaire d'effectuer un pompage.
Lorsqu'un puits d'exploration a obtenu un résultat positif, on est amené à développer le champ, c'est-à-dire à forer plusieurs puits répartis en surface suivant une certaine maille. Les puits d'exploitation seront espacés (de 1 à 2 km) pour un gisement à forte pression et à forte perméabilité, mais rapprochés (quelques centaines de mètres) pour les gisements à faible pression et à faible perméabilité.
1.2. Développement et mise en production des gisements
Si le gisement se révèle commercialement exploitable, de nombreux autres puits, appelés puits de développement, sont forés afin de drainer une quantité maximale d'hydrocarbures. Leur nombre peut varier, suivant la taille du gisement, d'une dizaine à plusieurs centaines. Par simple décompression du gisement, on ne récupère qu'une très faible proportion des quantités d'hydrocarbures en place, que l'on peut cependant accroître sensiblement grâce aux possibilités de stimulation et de pompage du gisement. Ce type de récupération, qui ne met en œuvre que l'énergie propre du réservoir imprégné et de son aquifère, est souvent qualifié de primaire. Pour améliorer le taux de récupération et prolonger la durée de production, il est nécessaire de maintenir artificiellement la pression du gisement soit par injection d'eau (water flooding) ou de gaz, soit par recours à la récupération assistée.
Récupération primaire. Le taux de récupération d'un gisement en production (rapport du volume extrait au volume des réserves initiales) atteint à peine 30 %, c'est-à-dire que plus des deux tiers du pétrole contenu sont alors perdus. Avec la récupération primaire, l'écoulement du pétrole brut vers la surface est dû à l'énergie emmagasinée dans les gaz sous pression ou dans le système hydraulique naturel. Toutefois, en cas de baisse de production, la récupération peut être rétablie en stimulant le puits par acidification ou par fracturation hydraulique. Ce dernier procédé consiste à créer, par injection d'eau sous forte pression et fort débit, une fissure importante dans la formation, fissure qui sert de drain pour les fluides.
Récupération assistée. Les procédés de récupération assistée, qui augmentent l'énergie naturelle du réservoir imprégné et de son aquifère, pourraient porter le taux de récupération moyen à 45 %. On distingue : ceux qui n'apportent pas de modification majeure des caractéristiques physico-chimiques des fluides présents : injection d'eau dépourvue d'additifs, de gaz non miscibles (procédés de récupération secondaire ou secondée) ; ceux qui modifient l'état physico-chimique d'une partie au moins des fluides présents : injection d'eau améliorée, méthodes thermiques, méthodes avec fluides miscibles, etc. Ces procédés sont appelés aussi récupération améliorée. L'expression « récupération assistée » est souvent restreinte à ce seul type de récupération.
1.3. Transport
L'éloignement des zones productrices et des grands centres de consommation a nécessité la mise en place d'infrastructures et de moyens de transport spécifiques à l'industrie pétrolière : navires pétroliers, ou tankers, et pipelines.
1.4. Raffinage
On dénombre autant de qualités de pétrole brut que de gisements ; elles diffèrent entre elles non seulement par leurs propriétés physiques (densité, viscosité, etc.), mais surtout par leurs compositions chimiques. Outre les quatre types fondamentaux d'hydrocarbures (paraffines, oléfines, naphténiques et aromatiques) qui se trouvent en proportions très variables d'un gisement à l'autre, le pétrole contient diverses substances, telles que soufre, eau salée, traces de métaux qui le rendent pratiquement inutilisable à l'état brut. Le raffinage est l'ensemble des opérations et procédés industriels mis en œuvre pour traiter et transformer, au moindre coût, le pétrole brut en produits finis. L'opération fondamentale du raffinage est la distillation fractionnée continue, dont la plupart des produits font ensuite l'objet de traitements supplémentaires pour en améliorer la qualité : reformage catalytique de l'essence lourde, hydrodésulfuration du gazole. On obtient finalement toute une série de produits répondant aux besoins des consommateurs : carburants, essences spéciales, combustibles et produits divers.
Quand la simple distillation de bruts classiques ne permet pas de satisfaire, dans les proportions requises par le marché, la demande quantitative de produits pétroliers, il faut adjoindre, aux procédés de raffinage classiques, des unités de conversion. Parmi les plus courants, les procédés de craquage catalytique, de craquage thermique et d'hydrocraquage permettent d'obtenir des produits « légers » par dissociation des structures moléculaires des produits lourds.
1.5. Stockage, transport et distribution des produits finis
Le stockage permet d'assurer la régularité de l'approvisionnement des consommateurs, compte tenu des fluctuations saisonnières de la demande ou des variations dans l'approvisionnement en pétrole brut, et de réduire le coût de transport des produits finis en permettant le transfert de grosses quantités. De la simple cuve aux immenses stockages souterrains (en formation saline, par exemple), il peut prendre des formes très variées. Les moyens de transports massifs, donc peu coûteux (pipelines, caboteurs, wagons ou gros camions-citernes), sont d'une manière générale utilisés pour la livraison en droiture des consommateurs utilisant de grosses quantités d'un même produit, tels que centrales électriques, usines, aéroports, etc. Pour les livraisons de petites quantités (carburants pour les stations-service, fuel domestique pour le chauffage des particuliers), le transport se fait uniquement par camions-citernes.
2. Géographie du pétrole
Marginale au début du xxe s. (97 Mt en 1920), encore relativement faible à la veille de la Seconde Guerre mondiale (284 Mt en 1939), la production de pétrole s'est fortement accrue après celle-ci, et notamment de 1960 (1 050 Mt) à 1973 (2 860 Mt), assurant, cette dernière année, 47 % de la consommation énergétique mondiale. Les chocs pétroliers de 1973-1974 et 1979-1980, se traduisant par des hausses considérables de prix (liées à la conjoncture internationale, à la prise de contrôle de l'exploitation par les pays producteurs, évinçant les grandes compagnies internationales), ont provoqué le ralentissement de la croissance de la production. Cette quasi-stagnation est à la fois cause et effet de la crise économique concomitante, de la concurrence accrue d'autres sources d'énergie et d'économies d'énergie. Il en est résulté une atténuation de la prépondérance pétrolière dans la consommation d'énergie (moins de 40 % aujourd'hui) et, l'offre excédant la demande, un affaiblissement du cartel (O.P.E.P.) groupant une part notable des grands vendeurs ainsi que, jusqu'en 1990, une baisse des prix presque aussi spectaculaire que leur montée.
Globalement, et en dépit de soubresauts chez certains producteurs, la production mondiale de pétrole s'est accrue depuis le début des années 1990, pour se situer en 2007 à 3 906 millions de tonnes. Aujourd'hui, le Moyen-Orient n'assure plus que 27 % de la production mondiale (près de 40 % en 1973 et 1974). La Russie (13,4 %) est le premier pays producteur devant l'Arabie saoudite (12 %), les États-Unis, l'Iran, la Chine et le Mexique. L'O.P.E.P. (le Moyen-Orient en premier lieu) assure encore plus de 50 % des ventes de pétrole brut sur le marché international et concentre près de 70 % des réserves mondiales estimées globalement à 180 milliards de tonnes, dont 100 milliards au Moyen-Orient. Les importantes variations du prix du pétrole en 2007 et en 2008 pourraient remettre en cause l'exploitation des gisements de pétrole dont la mise en service est très coûteuse, gisements sous-marins à très grandes profondeurs ou sables bitumineux..
3. Le pétrole et l'environnement
Les impacts environnementaux liés à l’utilisation du pétrole sont de deux ordres : il y a tout d’abord ceux liés à l’extraction/production de cette matière première et à son transport, et ensuite ceux liés à son utilisation (combustion).
3.1. Production et transport
L’extraction du pétrole utilise des quantités massives d’eau prélevée dans l’environnement (eau de mer, eau des rivières, des aquifères ou encore eaux usées) et injectée sous pression dans les puits. Ces eaux, dites eaux de production, sont en fin de circuit polluées de diverses manières : chargées en particules minérales acquises au contact des roches, en hydrocarbures, gaz et additifs liés à l’exploitation des puits, en métaux lourds, en substances radioactives, en sels dissous, en bactéries. Elles ont ensuite deux destinations : elles sont soit réinjectées dans les puits, soit rejetées dans l’environnement. Elles subissent pour cela des traitements purifiants dont les exigences sont fixées par la législation.
L'exploitation pétrolière génère également un sous-produit : du gaz naturel, qui est toujours présent en solution dans le pétrole. Séparé lors de la production du pétrole, il est souvent considéré comme un déchet et brûlé dans des torchères : en plus de gaspiller la ressource, généralement pour des motifs économiques (les installations pour récupérer le gaz et le transporter sont jugées trop coûteuses), ce procédé entraîne des émanations de gaz à effet de serre (CO2 dû à la combustion et méthane du gaz naturel non brûlé) qui polluent l'atmosphère. Selon la Banque mondiale, cette pratique est à l'origine du rejet, chaque année, de 400 millions de tonnes de CO2 dans l'atmosphère. De nouvelles technologies, utilisées sur certains sites, permettent de réinjecter le gaz naturel dans les gisements de pétrole ou de le récupérer pour le valoriser. Un Partenariat mondial pour la réduction des gaz torchés (GGFR) a été signé en 2002 au Sommet mondial sur le développement durable de Johannesburg.
Les plates-formes pétrolières offshore sont, en cas d’accident, à l’origine de marées noires d’ampleur majeure, comme celle provoquée en 2010 par la plate-forme Deepwater Horizon dans le golfe du Mexique, responsable de l’écoulement dans l’environnement de près de 5 millions de barils (788 millions de litres) de pétrole brut.
L’exploitation des sables bitumineux (un mélange de sable et de bitume, mélange très visqueux d’hydrocarbures), au Canada et au Venezuela notamment, a des impacts environnementaux plus sévères que celle du pétrole conventionnel (c’est-à-dire extrait de façon classique, à partir de réservoirs) – le pétrole qui en est tiré s’est vu attribuer par les écologistes le nom de « pétrole le plus sale du monde ». Cette exploitation nécessite la destruction du couvert végétal et l’extraction de la couche de terrain intermédiaire pour ouvrir de vastes mines à ciel ouvert. Elle détruit ainsi des centaines de kilomètres carrés de forêts (→ déforestation) et de sols – les premiers sites d’extraction, abandonnés depuis plus de 30 ans, ne montrent aucun signe de restauration naturelle de la végétation. L’extraction du bitume des sables consomme également beaucoup plus d’eau que celle du pétrole conventionnel (la production d’un volume de bitume nécessite de 2 à 4 volumes d’eau, contre 1 à 3 pour produire 1 volume de pétrole conventionnel). Par ailleurs, sa production comme sa transformation en pétrole transportable et utilisable est très émettrice de gaz à effet de serre (dioxyde de carbone [CO2] notamment) et autres polluants. La portion de l’eau de production qui ne peut être recyclée – car trop chargée en polluants – est stockée dans de gigantesques bassins de décantation où s’accumulent les substances toxiques (solvants, arsenic, mercure, xylène, benzène, etc.)
Parmi les autres ressources non conventionnelles, les gaz de schiste soulèvent également des oppositions de la part des organisations de protection de l’environnement : risques de pollution par le gaz des nappes phréatiques, effets néfastes sur l’effet de serre en cas de fuite des puits, etc.
Les échouages de pétroliers ou les ruptures de pipeline engendrent des déversements qui, en mer, provoquent des marées noires et, à terre, souillent des kilomètres carrés de sols (affectant la végétation comme la faune locales) ainsi que les nappes phréatiques.
Enfin, les raffineries émettent des effluents qui doivent être traités pour les débarrasser de leurs polluants (ammoniac, sulfures, phénols, hydrocarbures, particules en suspension, métaux).
3.2. Combustion
Dans de nombreux pays, en particulier en Occident, le pétrole est de moins en moins employé pour la production d'électricité, mais il reste en position de quasi-monopole comme carburant pour les transports. Cela ne peut donc que contribuer à l'accroissement, dans l'atmosphère, du taux de dioxyde de carbone (CO2) – l’un des principaux gaz à effet de serre –, et ce malgré les recherches sur le moteur « propre » ainsi que l'emploi des carburants « verts » (→ biocarburant). La combustion des produits pétroliers est également responsable de l’émission de polluants atmosphériques (oxydes d’azote se transformant ultérieurement en ozone, dioxyde de soufre, particules...) nocifs pour la santé et l’environnement (→ pollution).
Les évolutions qui pourraient, par exemple, réserver le pétrole à la pétrochimie, du fait de son exceptionnelle richesse chimique, ne seront donc que très lentes et très progressives.
3.3. La piste du biopétrole
Le biopétrole est un pétrole renouvelable produit à partir de micro-algues marines cultivées dans des tubes renfermant de l’eau de mer, selon un procédé reproduisant le processus naturel de formation de cet hydrocarbure dans la nature. Ces micro-algues se multiplient grâce au soleil et au CO2 qu’elles absorbent en grandes quantités grâce au processus de la photosynthèse. Elles sont ensuite soumises à des conditions de haute température et de haute pression qui permettent leur transformation en une huile présentant les mêmes caractéristiques que le pétrole fossile, et dont les applications sont identiques.
Le biopétrole en est encore au stade expérimental, et aucune usine ne peut, pour l’heure, fournir une production industrielle. La piste est toutefois prometteuse en termes environnementaux : en dehors du fait qu’elle permettrait de pallier l’épuisement prévisible du pétrole fossile, elle assurerait une réduction de la pollution atmosphérique en CO2. Chaque usine de production serait en effet adossée à une usine rejetant du CO2 pour en capter directement les émissions, fonctionnant comme une unité de dépollution de l’atmosphère. Et le cycle de vie du biopétrole, de la fabrication à l’utilisation, présente un bilan carbone négatif, c’est-à-dire que plus de CO2 est absorbé que rejeté. En outre, la fabrication de biopétrole nécessite des usines de superficie relativement peu élevée en comparaison des vastes champs d’extraction du pétrole fossile, ne consomme pas d’eau douce (mais de l’eau de mer réutilisée au fur et à mesure), n’utilise pas de solvants et autres produits toxiques, et ses déchets (les algues non converties en pétrole) pourraient servir pour l’alimentation animale ou l’industrie. Le biopétrole ne règle toutefois pas les problèmes de pollution liés au stockage et au transport des hydrocarbures.
