Athabasca sable bitumineux

Sables bitumineux de l'Athabasca

Les sables bitumineux de l'Athabasca sont le plus important des trois dépôts de bitume de l'Alberta, Canada (les deux autres se trouvent dans les régions de la rivière de la Paix, à l'ouest, et du lac Cold, au sud-est). Ensemble, ces trois gisements de sable bitumineux couvrent environ 141 000 km2 de forêt boréale, de tourbières et de zones humides peu peuplés, soit environ 21% du territoire de l'Alberta. Les sables bitumineux de l'Athabasca tiennent leur nom de la rivière Athabasca qui passe au cœur de la région, et on observe aisément des traces de pétrole lourd sur ses berges. Par le passé, le bitume était utilisé par les Cris et les Dene de la région pour imperméabiliser leurs canoës. Les dépôts de bitume se trouvent dans les limites du Traité no 8 et plusieurs communautés autochtones s'y trouvent.

À cause de son épaisseur, le dépôt de l'Athabasca est le seul des trois gisements en Alberta qui peut être exploité à ciel ouvert de façon économique. Environ 10% des sables bitumeux d'Athabasca sont recouverts de moins de 75 mètres de dépôts meubles. La zone exploitable définie comme telle par le gouvernement d'Alberta couvre 37 zones contiguës (environ 3 400 kilomètres carrés ou 1 300 miles carrés) au nord de la ville de Fort McMurray. Une mince couche de toubières et de zones humides, d'une épaisseur d'un à trois mètres, repose sur une couche d'argile et de sable stérile dont l'épaisseur peut atteindre 75 mètres. Les sables bitumineux, qui forment une couche inférieure d'une épaisseur de 40 à 60 mètres, reposent sur un fond calcaire plat. La première mine de sables bitumineux au monde a été créée par la Great Canadian Oil Sands (aujourd'hui Suncor) dès 1967 dans une zone où les sables bitumineux étaient très près de la surface. La mine de Syncrude, la plus grande du monde, a suivi en 1978 et la mine des Sables Albiens (mise en fonctionnement par Shell Canada) en 2003. Ces trois mines sont associées à des raffineries de bitume qui convertissent le bitume inutilisable en pétrole brut de synthèse qui est ensuite envoyé aux raffineries du Canada et des États-Unis.

Les sables d'Athabasca sont principalement situés à l'intérieur et autour de la ville de Fort McMurray qui était, jusqu'à la fin des années 50, une petite communauté de quelques centaines d'habitants dont la richesse se reposaient sur la traite de fourrures et l'extraction de sel. Après le choc pétrolier des années 70, Fort McMurray connut une rapide et importante croissance démograhique. Depuis 2000, les quelque 80 000 habitants, dont bon nombre viennent de l'est du Canada, ont de la difficulté à répondre à la demande pour de nouveaux logements pour les travailleurs migrants.

Sommaire

Estimation des réserves de pétrole

Le gouvernement de l'Alberta a calculé qu'environ 28 milliards de mètres cube (178 milliards de barils) de bitume brut sont économiquement extractibles des trois champs de sables bitumineux de l'Alberta et ce en utilisant les techniques actuellement disponibles au prix actuel du baril de brut. Ce qui correspond à environ 10% des 1 700 et 2 500 milliards de barils de bitume enfouis.[1] L'Alberta estime que les dépôts d'Athabasca contiennent à eux seuls 5,6 milliards de mètres cube (35 milliards de baril) de minerai bitumeux en surface et 15,6 milliards de mètres cube (98 milliards de barils) de bitume extractibles par méthodes in-situ. Ces estimations des réserves pétrolières du Canada ont amené quelques étonnements lors de leur première parution mais sont maintenant largement acceptées par la communauté internationale. De tels volumes amènent le Canada au deuxième rang mondial des réserves pétrolières prouvées juste derrière l'Arabie saoudite.

Site minier Syncrude au bord du lac Mildred dans L'Alberta au Canada

La méthode de calcul des réserves économiquement accessibles, qui produisit ces estimations, fut utilisée car les méthodes conventionnelles de calcul de réserves donnaient des résultats dépourvus de sens. Elles faisaient apparaître que l'Alberta allait arriver à court de pétrole alors que les rapides augmentations de production de sables bitumeux faisaient plus que compenser le déclin de production des huiles conventionnelles : en effet la majeure partie des huiles extraites dans l'Alberta est maintenant non-conventionnelle. Les estimations conventionnelles des réserves pétrolières sont ni plus ni moins des calculs de risque géologique de forage, cependant avec les sables bitumeux il n'y a que très peu de risques géologiques car les sables remontent à la surface et sont très faciles à trouver. Le seul risque financier est celui d'une chute des cours du pétrole et avec les inflations du prix du baril entre 2004 et 2006 toutes ces craintes se sont évaporées.

Les estimations d'Alberta sont en quelque sorte extrêmement conservatrices, du fait qu'elles se basent sur un taux de récupération de 20% des ressources en bitume, alors que les compagnies pétrolières affirment qu'avec l'utilisation de la méthode d'extraction par écoulement gravitationnel assisté par vapeur d'eau une récupération de plus de 60% est réalisable avec de faibles efforts. Ces taux de récupération élevés signifient que la production totale sera probablement plusieurs fois supérieure à l'estimation déjà importante du gouvernement.

Avec les taux de production actuels, les réserves en sables bitumeux d'Athabasca dureront plus de 400 ans. Dans tous les cas il est très improbable qu'elles restent à ce niveau du fait des besoins mondiaux actuels en pétrole. Avec l'hypothèse que l'Alberta quadruple sa production d'huile, en exportant la majeure partie aux États-Unis, le champ tiendrait plus de 100 ans. Si la production augmente de la même manière qu'en Arabie saoudite (10 millions de barils par jour), la vie du champ s'en verrait réduite à 40 ans. Toutefois il est extrêmement improbable que la production soit augmentée à ce point sans un gros apport de main-d’œuvre immigrante dans l'Alberta du Nord. Même si l'Alberta sera probablement un fournisseur important du marché mondial du pétrole du prochain siècle, il n'a pas l'intention de supplanter le Moyen-Orient en tant que fournisseur principal de l'Amérique, l'Europe et l'Asie.

Économie

Malgré la taille importante des réserves, le coût de la séparation du sable et de l'huile a toujours été considéré comme un frein au développement de tels projets - le prix de vente du brut ne couvrant pas les frais d'extraction (travaux d'extraction et séparation du sable et du pétrole). A la mi-2006, l'Office National de l'Energie au Canada (NEB)[2] estima que le coût d'une nouvelle opération minière sur le site des sables bitumeux d'Athabasca serait comprise entre 9 et 12$ le baril et qu'une opération d'extraction par doubles puits horizontaux serait comprise entre 10 et 14$ le baril. Il faut savoir qu'un forage pétrolier conventionnel terrestre peut varier de moins de 1$ en Iraq et en Arabie saoudite jusqu'à un peu plus de 6$ aux États-Unis et au Canada.

De plus, le coût de l'investissement pour l'équipement (comme les grosses machines utilisées pour l'extraction, le remplissage de camions pour le transport jusqu'à la raffinerie) fait de l'investissement pré-production un problème majeur. Le NEB estime que ces coûts feraient monter le coût total de production à 18 ou 20$ par baril par extraction classique et à 18 ou 22$ par baril avec l'extraction par puits doubles. Et ceci n'inclut pas le coût du raffinage du bitume brut en pétrole raffiné brut, ce qui reviendrait à un coût de 36 à 40$ le baril en production conventionnelle.

Cependant, malgré le fait que le prix du brut reste assez élevé pour rendre l'entreprise attirante, de soudaines baisses des prix laisseraient les producteurs dans l'incapacité de couvrir leurs investissements (même si ces sociétés sont bien gérées et peuvent se remettre de longues périodes à bas prix du moment que l'investissement est passé et qu'elles peuvent couvrir leurs frais de production).

Par ailleurs, le développement de la production commerciale est facilité par le fait que les coûts d'exploration sont virtuellement nuls. De tels coûts ont des parts très importantes dans les financements de forages sur les champs pétroliers traditionnels. La position des dépôts d'huile dans le sable bitumeux est bien connue et une estimation du taux de récupération peut être faite facilement. De plus, les sables bitumineux sont situés dans une zone politiquement stable et les sociétés sont sûres que leur  actif de dépense  ⇔  merci d'apporter votre expertise, et de préciser ne sera pas confisqué par le gouvernement ou mise en jeux dans une guerre ou une révolution.

Grâce à la hausse des prix du pétrole de 2004-2006, les finances des sables bitumeux se sont grandement améliorées. Avec un tarif mondial de 50$ le baril, la NEB estime qu'une extraction minière traditionnelle aura un taux de retour sur investissement de 16 à 23% et qu'une opération par forage en puits doubles de 16 à 27%. Les prix au baril en 2006 ont été beaucoup plus élevés que ça. Ce qui donne un montant d'investissement dans les sables bitumeux pour 2006-2015 de l'ordre de 100 milliards de dollars ce qui correspond au double du montant initialement prévu en 2004. Cependant à cause d'un gros manque de main-d’œuvre dans l'Alberta, il est peu probable que tous ces projets se réalisent.

La production des sables bitumineux

Les sables bitumineux d'Athabasca ont attiré l'attention des marchands de fourrure Européens en 1719 quand Wa-pa-su, un commerçant Cris, apporta un échantillon de sable bitumineux au local de la Compagnie de la Baie d'Hudson à Churchill (Manitoba). En 1778, le marchand de fourrure Peter Pond devint le premier homme blanc à observer ces dépôts le long de la rivière d'Athabasca et rapporta que les natifs utilisaient le bitume pour imperméabiliser leurs canoës. En 1883, C Hoffman de la Commission géologique du Canada essaya de séparer le bitume des sables bitumineux avec de l'eau, et rapporta que la séparation était immédiate. Cependant, il fallut attendre presque un siècle avant que l'extraction ne devienne économiquement viable.

La production commerciale de pétrole à partir de sable bitumineux l'Athabasca commença en 1967, quand la Great Canadian oil Sands (maintenant Suncor) ouvrit sa première mine, avec une production de 30 000 barils par jour de pétrole synthétique brut. Le développement était empêché par la baisse des prix du pétrole dans le monde, et la deuxième mine, mise en fonctionnement par le consortium Syncrude, ne commença pas à fonctionner avant 1978, après le choc pétrolier de 1973 réduisit l'intérêt des investisseurs. Cependant, le prix du pétrole baissa plus tard, et bien que le choc pétrolier de 1979 causa une nouvelle flambée des prix, la présentation du Programme énergétique national par Pierre Trudeau incita les compagnies pétrolières et le gouvernement d'Alberta dirigé par Peter Lougheed à s'investir dans les nouveaux développements. Une fois encore, les prix chutèrent à des niveaux très bas, causant de nombreuses retraites de cette filière, et la troisième mine, mise en route par Shell Canada, ne commença à fonctionner qu'en 2003. Néanmoins, avec la hausse des prix du pétrole entre 2004 et 2006, les mines existantes se sont beaucoup agrandies et de nouvelles sont en projet.

D'après le Conseil des énergies et équipements d'Alberta, la production de bitume brut était la suivante:

Production 2005 m3/jour bbl/jour
Mine de Suncor 31 000 195 000
Mine de Syncrude 41 700 262 000
Mine de Shell Canada 26 800 169 000
Projets In Situ 21 300 134 000
TOTAL 120 800 760 000

 This was despite a major fire at the Suncor operation, a major turnaround at Syncrude, and operational problems at the Shell operation  ⇔  Et cela malgré un dysfonctionnement majeur à la Suncor, un revirement majeur à la Syncrude, et des problèmes de fonctionnement chez Shell. La production totale de pétrole dans les trois zones de sables bitumineux de l'Alberta était de 169 100 m³/jour soit 1 065 000 barils par jour.

Avec les nouveaux projets prévus ; d'ici 2010 la production de sables bitumineux devrait atteindre 2 millions de barils par jour ou aux environs de deux tiers de la production canadienne. D'ici 2015 la production canadienne devrait atteindre 4 millions de barils par jour, parmi lesquels seulement 15% seront du pétrole brut conventionnel. L'Association Canadienne des Producteurs de Pétrole prédit que d'ici 2020 la production canadienne de pétrole atteindra 4,8 millions de barils par jour, parmi lesquels seulement 10% seront du pétrole conventionnel léger et moyen, et un grande partie du reste sera du bitume brut et du pétrole synthétique brut provenant des sables bitumineux d'Athabasca.

Extraction du pétrole

Voir l'article principal : Extraction des sables bitumineux

Le processus original d'extraction utilisé sur les sables bitumineux a été mis au point par le DR. Karl Clark, en collaboration avec le Conseil de recherche d'Alberta dans les années 20.[3] Historiquement (depuis les années 60), les sables bitumineux sont récoltés dans d'énormes puits à ciel ouvert et extraits du sable grâce à des variantes du procédé de Clark basé sur l'eau, qui sépare le bitume aéré des autres composants du sable bitumineux dans des bacs de sédimentation. Plus récemment, de nouvelles méthodes in situ ont été mises au point pour extraire le bitume des dépôts profonds en injectant de la vapeur pour chauffer le sable et réduire la viscosité du bitume afin qu'il puisse être pompé comme le pétrole brut conventionnel.

Le processus standard d'extraction requiert aussi de grands apports en gaz naturel. Actuellement, l'industrie des sables bitumineux utilise à peu près 4% de la production Bassin sédimentaire de l'ouest canadien. D'ici 2015, cela devrait augmenter d'un facteur 2,5.[4]

D'après le Conseil National pour l'Energie, il faut environ 0,4 Mcf de gaz naturel pour produire un baril de pétrole synthétique brut, ce qui équivaut en termes d'énergie à 6 Mcf de gaz, donc le processus produit un net gain d'énergie. En tout état de cause, il est probable qu'à court terme les exports de gaz naturel vers les États-Unis seront réduits pour fournir du carburant aux centrales de sables bitumineux. A long terme, cependant, les raffineries de pétrole vont probablement se reconvertir dans la gazéification du bitume pour générer leur propre carburant. De la même manière que le bitume peut être converti en pétrole synthétique brut, il peut aussi être converti en gaz naturel synthétique.

Sur un plan commercial, l'extraction in situ débute à peine. Un projet presque abouti, le Projet Long Lake, est conçu pour fournir son propre carburant, grâce au craquage in situ du bitume extrait[5]. Ce projet est censé débuter avec l'extraction du bitume en 2006, et "l'amélioration" du bitume en pétrole liquide en 2007, avec une production de 60 000 bpl/jour de pétrole utilisable. Si cela fonctionne, le problème du gaz naturel n'entrerait même plus en ligne de compte et le problème de disposer d'une réserve disparaîtrait.

L'importance géopolitique

Les sables bitumineux de l'Athabasca sont maintenant mis en avant dans le commerce international, avec la Chine et les États-Unis qui tentent tous les deux de négocier avec le Canada une plus grosse part de la production en pleine hausse des sables bitumineux. On s'attend à ce que cette production quadruple entre 2005 et 2015, atteignant 4 millions bbl/jour, augmentant du même coup leur importance politique et économique. Bien que la majeure partie de la production soit actuellement exportée vers les États-Unis, cela pourrait changer.

Un accord a été signé entre PétroChina et Enbridge pour construire un pipeline entre Edmonton, dans l'Alberta et le port de Kitimat, en Colombie-Britannique sur la côte ouest, pouvant acheminer l'équivalent de 400 000 barils par jour, dans le but d'exporter le pétrole brut synthétique des sables bitumineux en Chine et ailleurs dans le Pacifique. Un autre pipeline d'une capacité de 150 000 barils par jour est prévu en plus dans l'autre sens pour importer du condensas servant à diluer le bitume pour qu'il s'écoule. Sinopec, la plus grande compagnie de raffinage et de chimie en Chine, et la China National Petroleum Corporation ont acheté ou ont prévu d'acheter des parts dans les principaux développements des sables bitumineux.

Pour ne pas être surpassé, l'Inde a annoncé des plans d'investissement d'un milliard de dollars dans les sables bitumineux en 2006. Non moins de quatre compagnies indiennes sont concernées.

Les peuples indigènes de la région

Fichier:Treaty8 carte.jpg
Carte montrant la répartition des peuples à l'intérieur du 8e traité

Les Premières Nations de la région vivent notamment à Fort McKay et à Fort McMurray. Les sables bitumeux sont inclus dans le 8e Traité[6], signé en 1899. Les Amérindiens de Fort McKay ont développé plusieurs entreprises aux services de l'industrie des sables bitumeux et vont développer un site sur leur territoire.[7] Le développement de tels projets, cependant, ne fait pas l'unanimité dans les communautés amérindiennes.

Les impacts sur l'environnement

La région est l'une des plus polluées du pays, avec un taux de cancer élevé[8], des pluies acides et une pollution des eaux souterraines et superficielles[8].

L'extraction minière des sables bitumineux de l'Athabasca détruit la forêt boréale[8], les tourbières, les zones humides et les rivières ainsi que le contour naturel du terrain. L'industrie minière de l'Alberta pense que la forêt boréale reprendra sa place sur les terrains restaurés après la période d'extraction, mais aucun terrain n'est considéré « restauré » quelque trente ans après l'ouverture de la première mine dans la région du Fort McMurray en Alberta. (Les industriels se sont pourtant engagés à reboiser).

De plus, l'extraction d'un seul baril de pétrole des sables bitumineux de l'Alberta génère plus de 80 kg de gaz à effet de serre (GES) et entraîne le rejet de plusieurs fois son volume en eaux usées dans les bassins de décantation qui ont submergé environ 50 km² de forêts et de tourbières. L'augmentation de la production de pétrole synthétique prévue menace aussi les engagements internationaux du Canada. En ratifiant le Protocole de Kyoto, le Canada avait accepté de réduire au plus tard en 2012 ses émissions de gaz à effet de serre de 6% par rapport à l'année de référence (1990). En 2002, l'émission totale de gaz à effet de serre du Canada avait augmenté de 24% depuis 1990. En 2006, le Canada a déclaré que cet objectif n'était pas atteignable. Une déclaration probablement liée à des prix du pétrole sans précédent, au développement des ressources de l'Athabasca qui en a résulté et l'énorme impact de ce changement sur l'émission totale du pays.

Les compagnies de sable bitumineux

Les deux plus grandes opérations de forage de sables bitumineux sont menées par Syncrude Canada Limited et Suncor Energy. Les Sables Albiens est un projet plus petit possédé par Shell Canada.

La majeure partie de la production ou des développements prévus dans les sables de l'Athabasca incluent les projets (en) suivants :

  • Les mines de Steepbank et millenium de Suncor Energy produisent actuellement 263 000 barils par jour et son projet Firebag produit 35 000 barils par jour. Surcor prévoit de consacrer 3,2 milliards de dollars pour amener son activité minière à 400 000 barils par jour et sa production in-situ à 14 000 barils par jour d'ici 2008.
  • Les mines de Mildred Lake and Aurora de Syncrude produisent actuellement 250 000 barils par jour et la compagnie prévoit de dépenser 8 milliards de dollars pour les amener à produire 350 000 en 2006.
  • Shell Canada possède actuellement deux sites en fonctionnement, à savoir la mine de la Muskeg River qui produit 155 000 barils par jour et la raffinerie de Scotford à Fort Saskatchewan, en Alberta. Shell prévoit d'ouvrir sa nouvelle mine à Jackpine et détendre sa production à 500 000 barils par jour dans les années à venir.
  • Le projet in-situ SAGD à Long Lake de Nexen sera à même de produire 70 000 barils par jour d'ici fin 2007, avec des projets d'expansion en vue d'une production de 240 000 barils par jour dans les 10 prochaines années.
  • Le projet in-situ Horizon du CNRL, qui aura coûté 8 milliards de dollars, devrait produire 110 000 barils par jour dès son ouverture en 2008 et augmenter sa production à 300 000 barils par jour d'ici 2010.
  • La mine de Kearl de l'Imperial Oil, dont le coût se situe entre 5 et 8 milliards de dollars et dont le début de la construction est prévu en 2008, devrait produire 100 000 barils par jour en 2010. L'Imperial gère aussi une activité de 160 000 barils par jour dans la zone de sable bitumineux de la région de Cold Lake.
  • SynEnCo Energy and SinoCanada Petroleum Corp., une filiale de Sinopec, la plus grande compagnie de raffinerie de Chine, se sont mis d'accord pour créer une mine de 3,5 milliards de dollars à Northern Lights, pour produire 100 000 barils par jour d'ici 2009

Voir aussi

Références

  1. (en)Alejandro Barbajosa, « Shell, Exxon Tap Oil Sands, Gas as Reserves Dwindle », 18 février 2005. Consulté le 29 mars 2006
  2. (fr)[html] Office National de l'Energie, 2006, NEB. Consulté le 6 novembre 2006
  3. (en)[html] Alberta Inventors and Inventions - Karl Clark. Consulté le 29 février 2006
  4. (en)[html] Production forecast
  5. (en)Operations - Athabasca Oil Sands - Long Lake Project - Project Overview, 2006, Nexen Inc.. Consulté le 8 novembre 2006
  6. (en)[html] Treaty 8, Devision [1] Media. Consulté le 8 novembre 2006
  7. (en)[html] Financial Post Summary, 21 mars 2006, 2006, National Post. Consulté le 8 novembre 2006
  8. a , b  et c Hervé Kempf, « Alberta : la ruée vers l'or sale », dans Le Monde du 26-09-2007, [lire en ligne]

Liens externes

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