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L'industrie pétrolière brûle en pure perte des quantités importantes de gaz naturel aux différentes étapes de l'exploitation. Cette pratique, appelée "torchage" ou "brûlage du gaz", a un double effet négatif, d'une part sous forme du gaspillage d'une ressource naturelle précieuse, et d'autre part sous forme d'émission de dioxyde de carbone (CO2), principal gaz à effet de serre (GES). Alors que certains pays se sont dotés d'une législation interdisant cette pratique de longue date, d'autres ont pris du retard ; l'engagement des compagnies pétrolières à réduire cette pratique est très variable.

Les exploitants rejettent également du gaz naturel non brûlé ("rejet") à l'air libre, délibérément ou non ; ce gaspillage supplémentaire aggrave les émissions de méthane, principal constituant du gaz naturel, dont le potentiel de réchauffement global est 23 fois plus élevé que celui du CO2.

Toutes valeurs 2004, Gm3/an, origine GGFR[1]
Valeurs communiquées Valeurs mesurées
Pays Vol. Pays Vol.
1 Nigeria 24.1 Russie 50.7
2 Russie 14.9 Nigeria 23.0
3 Iran 13.3 Iran 11.4
4 Irak 8.6 Irak 8.1
5 Angola 6.8 Kazakhstan 5.8
6 Venezuela 5.4 Algérie 5.5
7 Qatar 4.5 Angola 5.2
8 Algérie 4.3 Libye 4.2
9 Indonésie 3.7 Qatar 3.2
10 Guinée Eq. 3.6 Arabie Saoudite 3.0
11 USA 2.8 Chine 2.9
12 Koweit 2.7 Indonésie 2.9
13 Kazakhstan 2.7 Koweit 2.6
14 Libye 2.5 Gabon 2.5
15 Azerbaïdjan 2.5 Oman 2.5
16 Mexique 1.5 Mer du Nord 2.4
17 Royaume-Uni 1.6 Venezuela 2.1
18 Brésil 1.5 Ouzbekistan 2.1
19 Gabon 1.4 Malaysia 1.7
20 Congo 1.2 Egypte 1.7

Sommaire

Volumes de gaz torchésModifier

C'est 150 milliards de m3 de gaz naturel qui sont brûlés à la torche ou rejetés chaque année[2] ; cette valeur est équivalente à 30 % de la consommation annuelle européenne, ou 25 % de la consommation annuelle des USA. Les seuls 40 milliards de m3 torchés en Afrique suffiraient à la moitié de la consommation d'énergie de ce continent[3]. Le tableau ci-contre montre les principaux pays où se produisent ces pertes ; les différences entre les chiffres communiqués et les chiffres mesurés montrent que les pays ont bien conscience de l'ampleur du problème, en dehors des pays de la CEI, qui le minorent fortement. Il s'agit essentiellement de gaz associé, c'est-à-dire de sous-produit fatal généré lors de la production du pétrole. D'autres cas menant au torchage peuvent être causés par des manipulations liées à la sécurité, à l'arrêt de certains équipements (compresseur de gaz), ou aux périodes exploratoires.

Origines et raisons du torchageModifier

L'exploitation pétrolière génère fréquemment, conjointement à une production de pétrole liquide, du gaz associé (GA), souvent en quantités faibles (en masse) par rapport au pétrole lui-même ; un gisement est fréquemment très éloigné de sa zone de clientèle, et le gaz produit exigerait des investissements lourds pour être exporté. Comme il ne peut être transporté par les mêmes moyens physiques que le pétrole, il ne présente en général pas d'intérêt économique, ce qui explique qu'on le brûle. Le schéma ci-contre montre les prix comparés du pétrole et du gaz, en dollars par unité énergétique : le gaz naturel est systématiquement plus mal valorisé que le pétrole. De plus, le gaz étant environ 1000 fois moins dense que le pétrole, il exige d'être compressé ou liquéfié pour être transporté sur de longues distances, ce qui implique des investissements encore plus lourds.

Ce gaspillage de ressources était quasiment systématique jusqu'au deuxième choc pétrolier, date à laquelle on commence à voir les courbes s'infléchir. Le facteur principal est donc financier : «Quand le cours du baril est bas, on estime l'investissement trop coûteux, quand il est élevé, on le juge superflu», constate François-Régis Mouton (GGFR)[4]. De plus, ces difficultés peuvent être aggravées par d'autres facteurs.

Prix local du gazModifier

Si le prix du gaz, à proximité du gisement en exploitation, est maintenu artificiellement bas par les autorités, comme c'est le cas en Russie[5], l'exploitant éprouve des difficultés supplémentaires à amortir les coûts d'investissements du gazoduc et de l'unité de traitement de gaz par la vente de celui-ci.

Composition du gazModifier

Le gaz naturel peut contenir des quantités variables de CO2, d'H2S et autres constituants qui le rendent inutilisable en l'état ; l'exploitant est alors contraint, pour le vendre ou l'utiliser, d'investir dans une unité de purification, ce qui accroît les surcoûts.

 
Torchère d'une installation pétrolière lybienne

Quand le gaz naturel contient du CO2, celui-ci est retiré, généralement par purification à l'amine ; ce CO2 est lui-même éliminé par simple rejet à l'atmosphère, ce qui aggrave à nouveau le problème. Le site de Sleipner[6] est une exception notable : l'opérateur sépare le CO2 contenu dans le gaz naturel (9%), et l'enfouit depuis 1996 dans une couche à environ 1000 m de profondeur.

Santé publiqueModifier

Le torchage conduit à une combustion incomplète des hydrocarbures, conduisant à toutes sortes de composés nocifs ; si le gaz naturel contient également du CO2, de l'H2S ou d'autres impuretés, alors cet effet est bien plus important[7]. Les effets concernent aussi bien les populations humaines que l'agriculture (pluies acides, métaux lourds) ; les communautés Nigérianes situées à proximité des torchères s'en sont plaintes[8].

Moyens de réduire le torchageModifier

Meilleurs modes de gestionModifier

Le premier moyen de réduire le torchage du gaz naturel est de ne pas le produire, en améliorant les conditions de gestion, au cas par cas ; ces conditions sont fréquemment associées à l'écoulement biphasique des hydrocarbures :

  • à Farmington, Nouveau Mexique, sur un puits à gaz présentant une quantité variable de condensats, une meilleure gestion a permis d'éviter les mises à l'air ou mises à la torche intempestives par un meilleur pilotage des surpressions[9]
  • sur le site de Kokdumalak, un meilleur pilotage du débit d'huile a permis de réduire la quantité de gaz associé extraite, améliorant ainsi le pourcentage de récupération et la durée de vie du puits [10]

Emplois possibles du gaz associéModifier

C'est le volume et la composition du gaz associé qui vont orienter son emploi. Si le gaz est disponible en grandes quantités, il va justifier financièrement d'installer une usine de purification et un gazoduc, éventuellement en cumulant la production de plusieurs puits voisins.

Si les quantités de gaz associé sont insuffisantes pour le vendre, on peut envisager les emplois suivants :

  • réinjection dans le gisement : cette méthode est classiquement utilisée dans le cadre de la récupération assistée du pétrole ; elle permet de maintenir une pression de fond plus élevée, et donc d'améliorer le pourcentage de récupération du pétrole, ce qui rend l'opération rentable ; cependant, si le gaz est acide (présence de CO2 ou d'H2S), il exige des matériels et canalisations résistants à la corrosion.
  • génération d'énergie in situ : le gaz non traité alimente une turbine génératrice d'électricité pour les besoins du site de production[11]
  • craquage du gaz naturel pour production de méthanol : cette méthode aboutit à un produit de grande consommation facile à transporter, mais exige des unités de craquage de petite taille, encore rares[12].

Actions entreprisesModifier

Actions nationalesModifier

 
Torchères photographiées par satellite (en rouge) en Algérie, Tunisie et Lybie, 2006.

La préoccupation concernant le torchage est déjà ancienne, puisque on en trouve trace dès 1946 aux USA[13] ; pourtant, le Government Accountability Office (GAO, équivalent de la Cour des comptes en France) considérait encore en 2004 disposer de peu de renseignements, à la fois aux Etats-Unis et dans le reste du monde[14]. Les performances annoncées sont très variables, allant de 200 m3 par m3 de pétrole produit au Nigeria, jusqu'à moins de 10 pour la Norvège.

Algérie : ce pays a entrepris des efforts de longue date, qui lui ont permis de passer d'un pourcentage de gaz associés torchés de 80 % en 1980, à 11 % en 2004, avec un objectif de 0 % pour 2010[15].

Angola : Le ministre du pétrole, Desiderio Costa a affirmé la volonté de son gouvernement de réduire le torchage ; celui-ci devrait être totalement interdit à compter de 2010[16],[17].

Arabie Saoudite : Ce pays bénéficie de très gros débits de gaz associés, et d'une importante infrasctructure pétrolière et gazière ; le torchage est passé de 38 Gm3/an début 1980, à 120 Mm3 en 2004[18] .

 
Réseau de gazoducs, USA

Canada : le Canada dispose d'une législation autorisant le torchage quand celui-ci est plus économique ; cependant, ce pays a de bons résultats, et sur les champs du Labrador et Newfoudland, le pourcentage de torchage est passé de 85 % à 8 % en 10 ans, grâce à la réinjection du gaz[19].

Etats-Unis : les USA considèrent perdre 0.5% du gaz produit sur leur territoire[13], l'un des meilleurs résultats nationaux. La carte ci-contre montre que la forte concentration d'infrastructure de traitement, de transport de gaz, et de clientèle à proximité ou au sein même des zones productrices contribue à ce résultat.

Guinée Equatoriale : ce pays aurait menacé ExxonMobil de pénalités importantes si cette compagnie ne mettait pas fin au torchage[20]

Kazakhstan : Le torchage et le rejet sont interdits à compter du 1er juillet 2006. Cette exigence ne concerne que les projets postérieurs à cette date[21].

 
Torchères photographiées par satellite (en rouge) au Nigeria, 2006.

Nigeria : le gouvernement du Nigeria a interdit la pratique du torchage à compter du 1er janvier 2008[22]. La société Shell a déjà fait savoir qu'elle ne pourrait respecter cette échéance, indiquant 2009 pour certains projets[23].

Norvège : Une législation propre au torchage existe depuis 1971 ; elle est complétée par des pénalités appliquées au m3 de gaz torché ou rejeté ; la Norvège revendiquait en 2002 le meilleur ratio gaz torché / pétrole produit au monde. Ce résultat est dû au développement délibéré de la filière gaz, à la fois sur le plan des solutions techniques en amont, et de sa commercialisation en aval[24].

Russie : le Président Poutine aurait demandé une diminution de 90 % des quantités brûlées pour 2012 ; certains observateurs considèrent cet objectif irréaliste, et le ministère de l'énergie russe a déjà demandé de repousser cette échéance à 2015[25].

Engagements des compagnies pétrolièresModifier

Total : Total s’est engagé dès 2001 à maîtriser ses émissions de GES. Le brûlage de gaz associé représentait 23% des émissions de GES du Groupe en 2005. Total déclare que les quantités de gaz torchés ont été réduites de 40% entre 1998 et 2005[26], et annonce diminuer encore de 50 % d'ici à 2012[13] ; cependant, on peine à trouver la publication de chiffres sur leur site.

Sur le champ Nigerian de Amenam-Kpono, Total s'est engagé dès l'année 2000 à réinjecter ou vendre la totalité du gaz associé[27].

Sonatrach : voir ci-dessus Algérie.

BP : BP présente un relevé clair de ses émissions de gaz à efet de serre (GES), sous forme de ratio, rapportées aux quantités de pétrole produites. Ce ratio a diminué de 3% en cinq ans [28].

Shell : cette société présente clairement ses volumes de gaz torchés en valeur absolue, en baisse de 10 % en 8 ans (1997-2005)[29]. Déjà engagée dans un procès avec les autorités nigérianes[30], elle confirme qu'elle ne sera pas en mesure de réduire ses émissions dans ce pays avant 2009[23].

ExxonMobil : cette société ne prend pas d'engagement pour l'avenir, mais publie proprement sur son site ses quantités de gaz torchés, avec une augmentation de 40 % de 2003 à 2006[31].

Gazprom : on ne trouve aucun article concernant le torchage du gaz sur le site de Gazprom. L'Agence internationale de l'énergie estime que Gazprom pourrait réduire le torchage de 14,7 Gm3/an[32]. Gazprom, qui produit 90% du gaz russe[33], est de loin le premier responsable mondial du torchage du gaz.

Analyse satellitaireModifier

 
Sources de torchage identifiées par satellite, 2002.

C'est la NOAA qui a proposé une méthode pour estimer les volumes de gaz torchés : à partir d'images satellitaires prises à différentes dates, les lumières fixes des villes sont éliminées, et ne subsistent que les lueurs des torchères de nature plus mouvante ; les trois dates permettent d'estimer la progression des régions dans la réduction du torchage. Ces estimations sont ensuite étalonnées avec des sites témoins[34].

Le Global Gas Flaring Reduction GroupModifier

En 2001, une initiative mondiale est lancée par la Norvège et la Banque mondiale pour étudier la question. Elle constate que les principaux obstacles à la réduction des gaz torchés sont

  • l'augmentation de la production mondiale de pétrole, qui entraîne une augmentation consécutive de la production de gaz associés
  • les contraintes majeures entravant le développement des marchés gaziers, l'infrastructure du gaz, et les projets de réduction de gaz torchés, qui exigent souvent une approche de collaboration avec les parties prenantes principales, en principe avant le démarrage des projets d'exploitation.

L'initiative est transformée en partenariat public-privé mondial pour la réduction des gaz torchés (GGFR) au sommet mondial sur le développement durable en 2002 à Johannesburg[35]. En plus de la Banque Mondiale, ce partenariat inclut actuellement BP, Chevron, Eni, ExxonMobil, Hydro, Royal Dutch Shell, StatoilHydro, Total, et les gouvernements ou entreprises pétrolières nationales de l'Algérie, l'Angola, le Cameroun, le Canada, le Tchad, l'Equateur, la France[2], la Guinée équatoriale, l'Indonésie, le Nigeria, la Norvège, et les Etats-Unis, avec d'autres entreprises et pays qui devraient le rejoindre[36]. Le partenariat incluant maintenant l’OPEP, il couvre près de 70 % des rejets à l’atmosphère et du torchage au monde. Le but du GGFR est de soutenir les gouvernements nationaux et l'industrie du pétrole dans leurs efforts pour réduire l’évacuation et le torchage des gaz associés à l'extraction du pétrole brut. Le GGFR se concentre sur quatre secteurs d'activité[37] :

  • la commercialisation des gaz associés, y compris le développement du marché intérieur et l'accès aux marchés internationaux
  • le développement des réglementations légales et fiscales pour les gaz associés
  • la mise en application de la norme de réduction qui a été développée par le partenariat
  • le développement de capacité relatif aux crédits carbone pour les projets de réduction des gaz torchés et évacués[38].

La norme mondiale volontaire pour la réduction des gaz évacués et torchés[39],[35] fournit les conseils sur la façon de réaliser des réductions de l’évacuation et du torchage des gaz associés à la production du pétrole brut. L’ensemble des projets actuels du GGFR devrait permettre d’éliminer près de 32 millions de tonnes de gaz à effet de serre d’ici 2012[40].

ProgrèsModifier

Les progrès sont nuls en valeur absolue ; la NOAA indique que les quantités brûlées restent à peu près constantes sur les 10 dernières années, le GGFR indique que les valeurs sont restées virtuellement constantes sur les 20 dernières années[41] . En revanche, ce résultat signifie une amélioration relative sensible, puisque dans la même période la production de pétrole a crû d'environ 50 %.

Les rejetsModifier

Le méthane est plus léger que l'air : rejeté en plein air, il s'échappe vers la haute atmosphère en se mélangeant rapidement avec l'air environnant, ce qui rend cette pratique plus difficile à détecter par satellite. Les rejets peuvent être volontaires ou involontaires ; ils peuvent être causés par :

  • des fuites du matériel, parfois même des complétions
  • des erreurs de manipulation
  • l'absence du matériel de piégeage nécessaire

L'IEA estime à 90 MteqCO2 par an la quantité de méthane perdue par Gazprom dans la compression et la distribution du gaz naturel[42].

Partenariat Methane to marketsModifier

L'objectif du Partenariat Methane to Markets est de réduire les fuites et les rejets de méthane, et d'apporter plus de gaz aux clients potentiels[43]. La Commission Européenne a rejoint le partenariat "Methane to Market" en octobre 2007[44].

Voir aussiModifier

Notes et référencesModifier

  1. Liste des 20 premières nations pour le torchage, GGFR
  2. a et b La France participe aux efforts de la Banque Mondiale
  3. (en)Principaux chiffres du torchage, GGFR
  4. Le Figaro, "Gaz : 150 milliards de mètres cubes gaspillés par an"
  5. (en)L'augmentation du prix du gaz pourrait diminuer le torchage
  6. (en) Sleipner, capture et stockage de CO2
  7. (en)Canadian Public health, effets nocifs du torchage sur la santé humaine
  8. (en)Nigeria: Gas Flaring Wrecking Delta Communities
  9. (en) Smart wells, smart fields, Skip Desaulniers
  10. (en) Kokdumalak : réduction des volumes torchés, Zeromax]
  11. (en) Utilisation de gaz associé en turbine à gaz, Géraldine Roy
  12. (en) Synthèse de méthanol in situ à partir de gaz associé, J. Roscoe
  13. a b et c (en) Présentation GGFR
  14. (en) Rapport du Government Accountability Office
  15. Chakib Khelil, GGFR 2004
  16. (en) Décision angolaise
  17. (en) Review of Angolan energy sector by IEA
  18. (en) Résumé de l'étude satellite NOAA
  19. (en)Réduction du torchage au Canada
  20. (en) Countries Seek To Crack Down On Gas 'Flaring' Waste
  21. (en) Le gaz associé au Kazakhstan
  22. (en) Nigeria , une échéance controversée au 1er janvier 2008
  23. a et b (en) Shell, torchage du gaz
  24. (en) L'expérience norvégienne dans la réduction du torchage
  25. (en) La décision russe de mettre un terme au torchage
  26. Total, réduction des gaz torchés
  27. Total, le champ d'Amenam-Kpono
  28. (en) BP, émissions de gaz à effet de serre
  29. (en) Shell, données environnementales
  30. (en)Shell en procès avec les autorités Nigérianes
  31. (en) ExxonMobil, évolution des quantités torchées
  32. (en) Réduction des émissions russes
  33. (en) Interview de Claude Mandil dans le cadre du GGFR
  34. (en) Global Gas Flaring Estimates, NOAA
  35. a et b Historique du GGFR
  36. (en)Partenaires du Global Gas Flaring Reduction group
  37. (en) GGFR : flared gas utilization strategy
  38. Objectifs du GGFR
  39. Norme mondiale volontaire pour la réduction des gaz torchés ou rejetés
  40. Pollution par les gaz torchés : quand la Banque Mondiale confond les fautifs
  41. (en) Le torchage du gaz mondial est resté constant sur les 20 dernières années
  42. (en) Le gaz russe, étude de l'IEA
  43. (en) Methane to markets : Recovery and Use Opportunities
  44. La Commission Européenne rejoint le partenariat "Methane to Markets"