Industrie du gaz naturel

Le gaz naturel est un combustible fossile piégé, comme le pétrole, dans des roches poreuses du sous-sol. Il est issu de la pyrolyse de matières organiques sédimentaires, soumises, en s’enfouissant, à des températures et des pressions croissantes.

Utilisé comme source d’énergie, le gaz naturel est composé d’hydrocarbures légers : principalement du méthane (CH₄) mais aussi de l’éthane (C₂H₆), du propane (C₃H₈), du butane (C₄H₁₀), et du pentane (C₅H₁₂).

Le gaz naturel et le pétrole sont souvent associés et extraits simultanément des mêmes gisements ou des mêmes bassins. L’exploration et l’extraction du gaz naturel utilisent des techniques à peu près identiques à celles de l’industrie du pétrole. Une grande partie des gisements de gaz connus à travers le monde a d’ailleurs été trouvée au cours de campagnes d’exploration dont l’objectif était de trouver du pétrole.

Il est possible de classer les compagnies gazières en deux grandes catégories : 

• les compagnies multinationales comme Exxon Mobil, BP, Shell, Texaco, Chevron, Total, Statoil, ENI ou encore GDF Suez ;
• les compagnies nationales, détenues ou contrôlées par l’État, comme Gazprom en Russie, Petrobras au Brésil, Sonatrach en Algérie, Petronas en Indonésie, GPC au Qatar ou encore NIOC en Iran.

Cette fiche traite principalement du cycle de l’industrie des gaz conventionnels. Une fiche dédiée aux gaz de schiste aborde plus en détail les spécificités des gaz non conventionnels.

Avant toute prospection, une compagnie gazière et/ou pétrolière doit demander au pays hôte un permis d’exploration. En cas de découverte en phase d’exploration, un accord est conclu entre la compagnie et le gouvernement du pays. Il définit les parts respectives des profits tirés de l’exploitation du pétrole (autrefois la fameuse règle du 50/50, aujourd’hui révisée en faveur du pays hôte).

En règle générale, les pays décrètent que les ressources du sous-sol leur appartiennent, à l’exception des États-Unis où le propriétaire du sol l’est aussi du sous-sol. Pour les ressources offshore, sous la mer, les accords internationaux déterminent les règles de partage (ex : pays riverains jusqu’à 300 miles des côtes).

Après la prospection, le forage est la seule méthode pour confirmer la présence d’hydrocarbures et pour définir :

• la qualité de l’effluent du puits (huile saturée en gaz? en eau?) ;
• la perméabilité du réservoir ;
• la production potentielle et la quantité de gaz.

Forage

Un premier forage de 30 pouces de diamètre (près de 76 cm) est effectué jusqu'à quelques dizaines de mètres en profondeur, stabilisé par un tubage (casing) et cimenté. Ce tube sert de guide pour le trépan suivant de diamètre inférieur qui, plus profond, est à son tour tubé puis cimenté. Jusqu'à 5 trous successifs de diamètres de plus en plus petits peuvent ainsi être forés, atteignant généralement, au total, une profondeur de 2 à 4 km. En parallèle, les déblais de forage sont analysés en continu. 

Il y a plus de 5 000 contracteurs de forage dans le monde. Citons entre autres Pride, Rowan Drilling, Ensco, Noble Drilling, ou Transocean, Seadrill, Diamond offshore pour les forages en mer.

Parmi les milliers de fabricants d’équipements de forage : Smith, Vallourec, Cameron, Vetco-Gray, FMC, Continental Emsco, Ideco, Weatherford, Aker-Kvaerner.

Evaluation

Dans un trou non encore tubé, des sondes de mesure sont connectées à des câbles électriques et descendues dans le puits pour évaluer les possibilités des roches rencontrées : ces  «diagraphies électriques» (wireline logging) permettent de confirmer la hauteur, la porosité et le contenu en fluides des zones productives. 

Les contracteurs principaux sont Schlumberger (leader mondial des services pétroliers), Beicip-Franlab, Baker-Hughes, Halliburton, Camco.

Un gisement de grande taille (> 10 km de diamètre) peut nécessiter plusieurs forages exploratoires afin de chiffrer les réserves (les forages offshore coûtant bien plus cher que les forages terrestres). La découverte de grands gisements reste rare, en moyenne une découverte pour 10 forages d’exploration dans le monde.

Un plan de développement établit le nombre de puits à forer, le type de récupération envisagé, les débits de fluides ainsi que le coût des installations annexes (ex : séparation, traitement). Les recettes prévisionnelles sont évaluées selon les prix du baril estimés, les conditions de l’accord de partage avec le pays propriétaire, etc. L'équilibre financier entre ces aspects détermine la prise de décision d’exploitation du champ découvert.

Parmi les grandes compagnies d’ingénierie, certaines proposent des contrats clefs en main, en particulier pour l’offshore. Citons Technip, Saipem, Acergy, Brown & Root, Mc Dermott, SBM ou encore Halliburton.

Les techniques modernes permettent de forer en déviation à partir d'un seul point, limitant ainsi le volume des installations de surface en concentrant les têtes de puits. Les forages peuvent être déviés jusqu’à l’horizontale et optimisent la surface de drainage entre le puits et la roche réservoir. Les puits horizontaux peuvent ainsi atteindre des productivités cinq à dix fois supérieures que les puits verticaux pour les gisements de faible épaisseur et de grande étendue.

Lors de l’extraction, la détente à la tête de puits provoque la condensation des hydrocarbures les plus denses (pentane à octane). Les liquides récupérés, appelés « condensats de gaz naturel » correspondent à un pétrole extrêmement léger, de très haute valeur (donnant de l’essence et du naphta).

Les équipements nécessaires durant la phase d’exploitation sont multiples : séparateurs (notamment fournis par Natco, Prosernat), pompes immergées (Centrilift, Moineau, Framo) ou pompes de surface (KSB, Sulzer), compresseurs (Ingersoll-Rand, Atlas-Copco), etc.

Le gaz naturel extrait est acheminé par un gazoduc vers une usine de traitement de gaz. Lors de cette phase, deux pipelines différents sont utilisés, un pour le gaz et un pour les condensats.

Le gaz subit une déshydratation. Ses différents composants sont ensuite séparés :

• le méthane et l’éthane représentent l’essentiel des produits extraits du gaz naturel ;
• l’hélium est commercialisé s’il est présent en quantité suffisante ;
• les hydrocarbures C3 à C4 (propane, butane) sont vendus sous le nom de GPL (gaz de pétrole liquéfié).

Une fois découvert, collecté, traité et stocké dans les terminaux de chargement, le gaz naturel est transporté vers les lieux de consommation. 

Transport par gazoducs

Les gazoducs distribuent le gaz naturel aux différents pays situés sur leur parcours. Il s’agit du moyen le plus courant pour transporter le gaz naturel dans le monde.

On distingue différents type de gazoducs pour acheminer le gaz naturel :

• les gazoducs de transport : le gaz y est transporté à haute pression (30 à 100 bars). Les plus importants relient la Russie à l’Europe via l’Ukraine, l’Algérie à l’Espagne à travers le gazoduc Medgaz ou encore les projets Nord Stream reliant la Russie à L’Allemagne par la mer Baltique et le projet Nabucco reliant le gaz de la mer Caspienne à l’Europe en passant notamment par la Turquie ;
• les gazoducs de distribution : ils distribuent le gaz naturel aux industries et aux particuliers par des réseaux à moyenne (15 bars) ou basse pression (4 bars).

Les gazoducs sont généralement construits par des consortiums associant compagnies exportatrices et importatrices comme le Russe Gazprom, les Allemands RWE et E.O.N., l’Autrichien OMV, les Français Total et GDF Suez, l’Italien ENI, le Norvégien Statoil, l’Algérien Sonatrach ou encore les Espagnols Endesa et Iberdrola.

Transport par méthaniers

A pression atmosphérique et à une température inférieure à -161°C, le gaz peut être liquéfié. Son volume est alors réduit 600 fois, contre seulement 100 fois dans le cas d’un transport par gazoduc à une pression de 100 bars. Cela permet de transporter de plus grandes quantités plus facilement. Une fois liquéfié, le gaz est transporté dans des navires appelés méthaniers. En pratique, cette méthode est utilisée lorsque les gisements sont trop éloignés des marchés (plus de 4 000 km).

Les méthaniers déchargent leur cargaison dans des terminaux de régazéification (en France, sites de Fos-sur-Mer et Montoir-de-Bretagne, prochainement Antifer). Le GNL y est regazéifié avant d’être acheminé par conduites depuis le terminal jusqu’aux réseaux de distribution en fonction de la demande.

Les méthaniers sont principalement construits en Corée du Sud par Daewoo, Samsung ou Hyundai mais aussi en France aux Chantiers de l’Atlantique⁽¹⁾ à Saint Nazaire.

Le gaz naturel traité en vue d’être commercialisé est incolore et inodore. Il contient 97% de méthane. Sa densité est de 0,6 par rapport à l’air et sa masse volumique à 1 bar est d’environ 0,8 kg / m³. Il est gazeux au-dessus de -161°C à pression atmosphérique. Il produit 11,5 kWh thermique par m³.

Pour des raisons de sécurité, un odorant chimique, à base de tétrahydrothiophène (THT) ou de mercaptan lui est ajouté. Il permet de détecter les fuites.

Le gaz naturel est une énergie fossile peu polluante. Sa combustion n’émet en théorie que de l’eau et du CO_² (2 fois moins que le pétrole), mais ni cendres, ni poussières, ni oxyde d’azote ou de soufre⁽²⁾. 

Il est aujourd’hui, avec le naphta, une matière première importante de l’industrie chimique et pétrochimique. Il permet en effet de produire de l’hydrogène, du méthanol et de l’ammoniac qui constituent des produits de base pour l’industrie des engrais, des plastiques ou des résines.

Les produits gazeux commercialisés sont notamment des gaz légers (méthane et éthane, réactif de base pour synthétiser de l’éthylène) combustibles utilisés par les raffineries elles-mêmes, du gaz propane et du gaz butane.