Gaz naturel
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Le gaz naturel est un combustible fossile, il s'agit d'un mélange d'hydrocarbures présent naturellement dans des roches poreuses sous forme gazeuse.
Avec 23% de l'énergie consommée en 2005, le gaz naturel est la troisième source d'énergie la plus utilisée dans le monde après le pétrole (37% en 2005) et le charbon (24% en 2005). L'usage du gaz naturel dans l'industrie, les usages domestiques puis la production d'électricité, se développait rapidement depuis les années 1970 et était sur le point de devancer le charbon. Cependant, avec le renchérissement observé depuis le début du XXIè siècle, les tassements dans la consommation des pays développés, les besoins des pays émergeants et les progrès réalisés dans le traitement du charbon, ce dernier tend à retrouver un certain essor.
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[modifier] Types de gaz naturel
Il existe plusieurs formes de gaz naturel, se distinguant par leur origine, leur composition et le type de réservoirs dans lesquels ils se trouvent. Néanmoins, le gaz est toujours composé principalement de méthane et issu de la désagrégation d'anciens organismes vivants. Aux différents types de gaz naturels cités ci-après, on pourrait adjoindre le biogaz, un substitut renouvelable.
[modifier] Gaz conventionnel non associé
C'est la forme la plus exploitée de gaz naturel. Son processus de formation est similaire à celui du pétrole. On distingue le gaz thermogénique primaire, issu directement de la pyrolyse du kérogène, et le gaz thermogénique secondaire, formé par la pyrolyse du pétrole. Le gaz thermogénique comprend, outre le méthane, un taux variable d'hydrocarbures plus lourds, pouvant aller jusqu'à l'heptane (C7H16). On peut y trouver aussi du dioxyde de carbone (CO2), du dioxyde de soufre (SO2), du sulfure d'hydrogène appelé aussi « gaz acide » (H2S), et parfois de l'azote (N2) et de petites quantités d'hélium (He).
[modifier] Gaz associé
Il s'agit de gaz présent en solution dans le pétrole. Il est séparé lors de l'extraction de ce dernier. Pendant longtemps, il était considéré comme un déchet et détruit en torchère, ce qui constitue un gaspillage de ressources énergétiques non renouvelables et une pollution inutile. Aujourd'hui, une partie est soit réinjectée dans les gisements de pétrole (contribuant à y maintenir la pression et à maximiser l'extraction du pétrole), soit valorisée. La destruction en torchère représentait toujours 150 Gm3/an en 2007[1].
[modifier] Gaz biogénique
Le gaz biogénique est issu de la fermentation par des bactéries de sédiments organiques. À l'instar de la tourbe, c'est un combustible fossile mais dont le cycle est relativement rapide. Les gisements biogéniques sont en général petits et situés à faible profondeur. Ils représentent environ 20% des réserves connues de gaz conventionel. Le gaz biogénique a moins de valeur par mètre cube que le gaz thermogénique, car il contient une part non négligeable de gaz non combustibles (notamment du CO2) et ne fournit pas d'hydrocarbures plus lourds que le méthane.
[modifier] Gaz de charbon
Le charbon contient naturellement du méthane et du CO2 dans ses pores. Historiquement, ce gaz a surtout été connu pour la menace mortelle qu'il présente sur la sécurité des mineurs - il est alors resté dans la mémoire collective sous le nom de grisou. Cependant, son exploitation est en plein développement, en particulier aux États-Unis. L'exploitation porte sur des strates de charbon riches en gaz et trop profondes pour être exploitées de façon conventionnelle. Il y a eu des essais en Europe également, mais la plupart des charbons européens sont assez pauvres en méthane. La Chine s'intéresse également de plus en plus à l'exploitation de ce type de gaz naturel.
[modifier] Gaz de schiste
Certains schistes contiennent aussi du méthane piégé dans leurs fissurations. Ce gaz est formé par la dégradation du kérogène présent dans le schiste, mais, comme pour le gaz de charbon, il existe deux grandes différences par rapport aux réserves de gaz conventionnel. La première est que le schiste est à la fois la roche source du gaz et son réservoir. La seconde est que l'accumulation n'est pas discrète (beaucoup de gaz réunis en un point) mais continue (le gaz est présent en faible concentration dans un énorme volume de roche), ce qui rend l'exploitation bien plus difficile.
[modifier] Hydrates
Article détaillé : Hydrate de méthane.Les Hydrates de méthane sont des structures de glace contenant du méthane prisonnier. Ils sont issus de l'accumulation relativement récente de glace contenant des déchets organiques, la dégradation est biogénique. On trouve ces hydrates dans le permafrost ou sur le plancher océanique. Le volume de gaz existant sous cette forme est inconnu, variant de plusieurs ordres de grandeur selon les études. Aucune technologie ne permet actuellement d'exploiter ces ressources.
[modifier] Industrie du gaz
[modifier] Amont : extraction et traitement
Le gaz naturel et le pétrole brut sont souvent associés et extraits simultanément des mêmes gisements, ou encore des mêmes zones de production. Les hydrocarbures liquides proviennent du pétrole brut pour une proportion moyenne de l'ordre de 80 % ; les 20 % restants, parmi les fractions les plus légères, le propane et le butane sont presque toujours liquéfiés pour en faciliter le transport.
L'exploration (recherche de gisements) 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 trouvé au cours de campagnes d'exploration dont l'objectif était de trouver du pétrole.
Lors de l'extraction, la détente à la tête de puits provoque la condensation des hydrocarbures C5 à C8. Les liquides récupérés, appelés « condensats de gaz naturel » ou « liquide de puits de gaz naturel » correspondent à un pétrole extrêmement léger, de très haute valeur (donnant de l'essence et du naphta). Tout le reste (hydrocarbures C1 à C4, CO2, H2S et He) est gazeux à température ambiante et acheminé par gazoduc vers une usine de traitement de gaz. Il faut donc deux réseaux de collecte, un pour le gaz et un pour les condensats.
Dans cette usine (qui peut être proche des gisements, ou proche des lieux de consommation), le gaz subit ensuite une déshydratation par point de rosée, puis les différents composants sont séparés. Les hydrocarbures C2 à C4 sont vendus sous le nom de gaz de pétrole liquéfié (GPL, et non pas Gaz naturel liquéfié (GNL)). Le CO2 est le plus souvent simplement rejeté dans l'atmosphère, sauf s'il y a un utilisateur proche. Parfois, on le réinjecte dans une formation souterraine (séquestration du CO2) pour réduire les émissions de gaz à effet de serre. Le gaz acide est vendu à l'industrie chimique ou séquestré. L'hélium est séparé et commercialisé, s'il est présent en quantité suffisante - dans certains cas, il représente une addition très importante aux revenus générés par le gisement .
Les condensats et les GPL ont une telle valeur marchande que certains gisements sont exploités uniquement pour eux, le « gaz pauvre » (méthane) étant réinjecté au fur et à mesure, faute de débouchés locaux. Même lorsque l'essentiel du gaz pauvre est vendu, on en réinjecte souvent une partie dans le gisement, pour ralentir la baisse de pression, et récupérer au final une plus grande partie des condensats et du GPL.
L'autre partie (la plus grande) est transporté par gazoduc ou par méthanier vers les lieux de consommation.
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[modifier] Aval : transport gazeux ou liquide
Le transport du gaz traité (gaz pauvre, presque exclusivement du méthane) est par nature beaucoup plus difficile que pour le pétrole. Cela explique que, pendant longtemps, les gisements de gaz n'intéressaient les compagnies que s'ils étaient relativement proches des lieux de consommation, tandis que les gisements trouvés dans des endroits isolés n'étaient développés que si leur taille justifiait les infrastructures nécessaires. Sachant que la rentabilité des gisements gaziers s'est considérablement améliorée depuis plusieurs années, plusieurs gisements qui étaient vus comme « sub-commerciaux » sont maintenant profitables.
Pour transporter le gaz naturel des gisements vers les lieux de consommation, les gazoducs sont le moyen le plus courant. Mais une part croissante du gaz consommé est transportée sous forme liquide, à -162°C et à pression atmosphérique, dans des méthaniers du lieu de production vers les lieux de consommation : c'est ce que l'on appelle le GNL, ou Gaz Naturel Liquéfié. Sous cette forme liquide, le gaz naturel offre, à volume égal avec le fioul domestique, un pouvoir calorifique qui correspond à plus de la moitié du pouvoir calorifique de celui-ci[2].
Mais cette solution qui permet de « condenser » l'énergie gazeuse sous un volume réduit exige des investissements très lourds, tant pour la liquéfaction[3] que pour le transport[4]. À titre indicatif, le coût d'une usine de liquéfaction, de taille minimale de l'ordre de 45 Gthermies/an (3,5 millions de tonnes de gaz naturel liquéfié) est de l'ordre de 400 à 500 millions USD et si l'on veut doubler cette capacité, il faut ajouter 85 % de plus à ce coût.
Les navires de transport, qui ont des réservoirs cryogéniques, coûtent également très cher : en 2006, plus de 200 millions d'euros pour une capacité de 100 000 tonnes, soit le prix d'un pétrolier de quelques 300 000 tonnes.
Mais, vue l'augmentation constante des besoins en énergie de toutes sortes et le flambée du prix du pétrole depuis le début du XXIe siècle, tous ces investissements sont amplement justifiés. La filière du gaz naturel liquéfié nécessite cependant une taille importante pour être économiquement viable, il faut donc une forte production à exporter pour justifier la construction d'une usine de liquéfaction et, inversement, d'importants besoin d'importation pour construire un terminal de réception. En 2006, il n'existe aucun projet en dessous de 2 ou 3 millions de tonnes par an pour l'exportation, 1 pour l'importation.
Lors de sa liquéfaction, le gaz naturel est fractionné, si nécessaire, pour le séparer de l'éthane, du propane et du butane. À l'arrivée près des lieux de consommation, le GNL est éventuellement stocké sous forme liquide puis regazéifié dans des terminaux méthaniers. Il est alors émis sur un réseau de transport classique. Ici encore, il faut des investissements importants pour la réception, le stockage et la regazéification. Ces investissements sont cependant moindres que pour la liquéfaction ou le transport par méthanier.
Pour le traitement, et si l'on veut séparer les GPL avant le transport, à partir des gisements de gaz et de condensats (si ceux-ci sont proches), on installe deux réseaux de collecte, un pour le gaz naturel et un autre pour les condensats. Le gaz et les condensats sont dirigés vers des installations de traitement et de désulfurisation.
Articles détaillés : Gaz naturel liquéfié et Gazoduc.[modifier] Utilisation
Le gaz naturel est l'un des moyens énergétiques les moins polluants. En effet, lorsque sa combustion est complète, il n'émet que de l'eau et du dioxyde de carbone :
- CH4 + 2O2 + 8N2 --> CO2 + 2H2O + 8N2
Comme tous les combustibles fossiles, après combustion, il rejette du gaz carbonique, mais seulement 55 kg par gigajoule de chaleur produite, contre 75 pour le pétrole brut, et 100 environ pour le charbon. L'avantage du gaz naturel est encore plus grand si l'on tient compte des émissions sur le cycle complet « du puits au brûleur » et pas seulement de celles résultant de l'usage final du combustible : en effet, l'extraction et le traitement du gaz naturel consomment beaucoup moins d'énergie.
L'utilisation du gaz naturel ne produit pratiquement pas d'oxydes d'azote (NOx), et quasiment aucune pollution locale comme les oxydes de soufre, les poussières, etc. Cet intérêt écologique a une conséquence économique directe : une installation (centrale électrique, chaufferie, cimenterie ou autre) brûlant du charbon a besoin de dispositifs de dépollution, pour extraire le soufre, les NOx et les poussières des fumées. Ces installations sont très coûteuses à construire et à entretenir. Avec le gaz naturel, ces appareillages sont inutiles, d'où une économie importante. De plus, le gaz naturel ne laisse pas de cendres.
Il est utilisé comme source d'énergie dans l'industrie afin de produire de la chaleur (chauffage, fours…) et de l'électricité. En 2006, au niveau mondial, plus de 20 % de l'électricité est produite à partir de gaz naturel, et cette part ne cesse d'augmenter. Chez les particuliers, le gaz naturel est utilisé pour le chauffage, l'eau chaude et la cuisson des aliments. Enfin, depuis quelques années, le gaz naturel comprimé en bouteilles est utilisé en France comme carburant pour les véhicules (GNV). Mais déjà plus d'un million de véhicules au gaz naturel roulent déjà dans le monde, dans des pays comme l'Argentine et l'Italie.
Le gaz naturel est aussi la matière première d'une bonne partie de l'industrie chimique et pétrochimique : à la quasi-totalité de la production d'hydrogène, de méthanol et d'ammoniac, trois produits de base, qui à leur tour servent dans diverses industries :
Ci-après est la présentation de la chimie du méthane dans l'industrie pétrochimique :
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C'est aussi à partir du méthane qu'on synthétise l'ammoniac (NH3) et l'urée (CO(NH2)2), qui sont le point de départ de l'industrie des engrais.
En 2006, globalement, l'usage du gaz naturel est en expansion, la plupart des pays favorisant son usage accru partout où il peut se substituer au pétrole. Il présente en effet plusieurs avantages en comparaison avec ce dernier : moins cher en général, moins polluant, il permet également une diversification des approvisionnements énergétiques des pays importateurs (géopolitique), même si la crise entre l'Ukraine et la Russie au début de l'année 2006 montre que ce n'est pas "LA" solution miracle. Dans certains pays, comme la Russie ou l'Argentine, l'usage du gaz naturel a même dépassé celui du pétrole.
Le gaz naturel est devenu une industrie globale, ce qui tranche singulièrement avec l'époque (jusqu'aux années 1950, bien plus tard dans certains pays), où il était avant tout perçu comme un coproduit encombrant et dangereux des puits de pétrole.
[modifier] Pouvoir calorifique du gaz naturel
Le pouvoir calorifique d'un combustible est la quantité de chaleur exprimée en kWh ou MJ, qui serait dégagée par la combustion complète de un (1) mètre cube normal (m³(n)) de gaz sec dans l'air à une pression absolue constante et égale à 1,01325 bar, le gaz et l'air étant à une température initiale de 0°C (zéro degré Celsius), tous les produits de combustion étant ramenés à 0°C et une pression de 1,01325 bar.
Le pouvoir calorifique du gaz naturel s'exprime en MJ ou kWh par mètre cube.
On distingue 2 pouvoirs calorifiques.
- PCS = PCI + Chaleur latente d'évaporation
- PCS = pouvoir calorifique supérieur
C'est la quantité de chaleur exprimée en kWh ou MJ, qui serait dégagée par la combustion complète de un (1) mètre cube normal de gaz. L'eau formée pendant la combustion étant ramenée à l'état liquide et les autres produits étant à l'état gazeux. - PCI = pouvoir calorifique inférieur
Il se calcule en déduisant par convention, du PCS la chaleur de condensation (2 511 kJ/kg) de l'eau formée au cours de la combustion et éventuellement de l'eau contenue dans le combustible. - Chaleur latente de vaporisation
La combustion d'un produit génère, entre autres, de l'eau à l'état de vapeur. Pour la vaporisation de 1 kg d'eau, 2 511 kJ/kg sont nécessaires. Cette énergie se perd avec les gaz de combustion évacués par la cheminée à moins de condenser la vapeur d'eau et d'essayer de récupérer la chaleur s'y étant accumulée. Certaines techniques permettent de récupérer la quantité de chaleur contenue dans cette eau de combustion en la condensant (chaudières à condensation)
Le gaz naturel contient cependant plus d'hydrogène, par conséquent, la déperdition d'énergie est plus importante lors de la combustion en raison de la formation de vapeur d'eau évacuée par la cheminée. Environ 10 % de l'énergie disponible est perdue dans ce cas.
Rapport PCI/PCS pour le gaz naturel : environ 0,9028 (3,25/3,6)
Pour le gaz naturel, on distingue :
- les gaz « type B » (ou « type L »)
distribués dans le Nord de la France. Ils ont un pouvoir calorifique supérieur compris entre 9,5 et 10,5 kWh/m³(n). C'est essentiellement le cas du gaz de Groningue (en provenance des Pays-Bas). Ce gaz se distingue par sa teneur élevée en azote. - les gaz « type H »
distribués sur le reste du territoire français. Ils ont un pouvoir calorifique supérieur compris entre 10,7 et 12,8 kWh/m³(n).
Pour la plupart des appareils domestiques, ces deux types de gaz sont interchangeables, certains appareils nécessiteront cependant un réglage.
[modifier] Enjeux géopolitiques
Le gaz naturel, en tant que ressource abondante, peu chère et disponible n'est plus d'actualité. En effet, les pays qui disposent des ressources les plus importantes (Russie en tête avec un tiers des réserves mondiales, mais aussi Algérie, Bolivie, etc) l'utilisent dorénavant à des fins politiques et diplomatiques. Le gaz est en train de devenir un enjeu majeur et la pérennité des approvisionnements est une préoccupation illustrée par les nombreux débats au sein de l'Union européenne autour de la signature de la Charte européenne de l'énergie par la Russie ou pas.
Les pays de l'ancien bloc soviétique, qui cherchaient à sortir de la sphère d'influence russe pour ne plus dépendre de Moscou, dépendent aujourd'hui en grande partie de Gazprom, le groupe que le Kremlin a constitué pour assurer une domination de ce secteur économique mais aussi pour accroître la dépendance des pays européens vis-à-vis des livraisons russes.
Le contexte actuel, marqué par une insécurité des approvisionnements en provenance du Moyen-Orient (avec la question de l'Iran et son programme nucléaire), accroît les tensions sur les marchés mondiaux des hydrocarbures. La Russie cherche à en tirer profit afin de remettre en route son économie mais aussi pour retrouver la puissance perdue. Elle est ainsi qualifiée de "super-puissance énergétique" (Richard Lugar) ou de "énergocratie" (Françoise Thom).
[modifier] Chiffres
En 2005, selon BP, le monde a produit 2743 milliards de mètres cubes de gaz naturel, en hausse de 2,5% par rapport à l'année précedente (alors que la production de pétrole n'a augmenté que de 1%). La Russie représente 22% de la production mondiale.
Les chiffres de production de gaz naturel sont assez complexes à interpréter, selon les modes de calcul on peut ou non compter le gaz associé brulé en torchère, compter les volumes de gaz avant ou après extraction des polluants, etc. Les chiffres de l'AIE sont d'ailleurs différents de ceux de BP, avec une production mondiale de 2871 G(m3) pour la même année, soit près de 5% plus que BP.
| Pays | Production (Gm3) | Production (Mtep) | Notes | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Russie | 598 | 540 | Principalement en Sibérie Occidentale |
| 2 | Etats-Unis | 525 | 473 | Rôle croissant du gaz non conventionnel et de l'offshore profond |
| 3 | Canada | 185 | 167 | En déclin probable |
| 4 | Algérie | 88 | 79 | Plus de 50% de la production africaine |
| 4 | Royaume-Uni | 88 | 79 | Déclin rapide |
| 6 | Iran | 87 | 78 | Réserves sous-exploitées |
| 7 | Norvège | 85 | 76 | Troll, Ormen Lange |
| 8 | Indonésie | 76 | 68 | Exportations en déclin |
| 9 | Arabie Saoudite | 70 | 62 | Réserves sous-exploitées |
| 10 | Pays-Bas | 62 | 57 | Voir Groningue (gisement) |
| 11 | Malaisie | 60 | 54 | |
| 12 | Turkmenistan | 59 | 53 | Dauletabad. |
| 13 | Ouzbékistan | 56 | 50 | |
| 14 | Chine | 50 | 45 | Croissance très rapide (prod. doublée en 5 ans) |
| 15 | Emirats | 47 | 42 | |
| 16 | Argentine | 46 | 41 | Déplétion rapide des réserves |
| TOTAL MONDIAL | 2763 | 2486 |
Pour plus d'informations sur la production par pays, on pourra se reporter à la série régions pétrolifères. Les principaux pays exportateurs, suivant l'EIA, sont :
| Pays | Exportations (G.m3) | Exportations (Mtep) | Types d'exportations | Clients principaux | |
|---|---|---|---|---|---|
| 1 | Russie | 203 | 183 | Gazoduc | Europe, Turquie |
| 2 | Canada | 106 | 95 | Gazoduc | Etats-Unis |
| 3 | Norvège | 82 | 74 | Gazoduc | Europe |
| 4 | Algérie | 68 | 62 | Gazoducs et GNL | Europe |
| 5 | Pays-Bas | 52 | 47 | Gazoduc | Pays voisins |
| 6 | Turkmenistan | 49 | 45 | Gazoducs | Injection dans le réseau russe |
| 7 | Indonesie | 36 | 33 | GNL | Japon, Corée du Sud |
| 8 | Malaisie | 32 | 29 | GNL | Japon, Corée du Sud |
| 9 | Qatar | 28 | 25 | GNL | Europe, Asie |
Ici encore, ces données demandent quelques remarques :
- Il s'agit d'exportations brutes, c'est-à-dire que le volume des importations n'en est pas déduit. Par exemple, le Canada a exporté 105 G.m3 aux Etats-Unis, mais a aussi importé 10 G.m3 de ce pays. De même, la Russie importe du gaz turkmène.
- Ces données n'incluent pas les exportations de produits directement dérivés du gaz, comme le méthanol ou l'ammoniac.
[modifier] Notes et références
- ↑ Estimation des quantités de gaz brûlés par le le GGFR
- ↑ Dans des conditions normales (0°C et 760 mm de Hg), 1 m³ de gaz naturel a un pouvoir calorifique supérieur (PCS) de 8 à 10 thermies suivant son origine (soit 33 à 42 MJ). Pour le gaz de Lacq, dont le gisement est maintenant épuisé, ce PCS était de 9,6 thermies (40 MJ).
- ↑ Le point critique du méthane est caractérisé par une pression de 45,96 bar et une température de -82,7°C. Pour liquéfier le gaz naturel, dont le point critique est proche de celui du méthane, il faut fournir une température inférieure à cette température.
- ↑ Pour le transport du gaz naturel sous forme liquide à la pression atmosphérique (GNL), il faut maintenir dans les cuves une température de -162°C.
- BP statistical review of world energy 2006.
- Key world energy statistics (AIE) 2006.
[modifier] Voir aussi
[modifier] Liens internes
- Méthane - Gaz de ville
- Pic gazier
- Pic pétrolier
- Pétrole
- Régions pétrolifères
- Champ de gaz
- Raffinage du pétrole
- Pétrochimie
- Diagnostic gaz
- Contenu CO2
