La production de gaz naturel à partir des microalgues et des macroalgues : principes et processus

La nécessité de trouver des sources d'énergie renouvelables a conduit à un intérêt croissant pour la biomasse d'algues, qui peut être utilisée pour produire du gaz naturel renouvelable, ou biogaz, principalement composé de méthane. Le gaz naturel renouvelable (GNR) est une alternative durable au gaz naturel fossile, car il est chimiquement identique à ce dernier, mais d'origine biologique. Le méthane, composant principal du GNR, représente plus de 97 % du volume du gaz produit. D'autres composants du gaz incluent le dioxyde de carbone (CO2), à des concentrations variant entre 30 % et 45 %, ainsi que des traces de soufre, de vapeur d'eau et d'autres gaz organiques comme des amines et des acides.

Les algues, qu'elles soient microalgues ou macroalgues, représentent une biomasse riche et abondante, disponible dans une variété d'environnements aquatiques, qu'ils soient marins ou d'eau douce. Leur potentiel en tant que source d'énergie renouvelable est immense, d'autant plus que leur culture n'empiète pas sur les terres agricoles ni sur les réserves alimentaires. Ce point est crucial, car les préoccupations liées à la concurrence des cultures alimentaires et énergétiques sont une barrière importante pour d'autres formes de biomasse, comme les plantes à base d'amidon et de cellulose.

Les microalgues, de par leur petite taille, sont des organismes photosynthétiques unicellulaires qui se trouvent dans une grande variété d'environnements aquatiques. Leur capacité à se reproduire rapidement et à capturer efficacement le dioxyde de carbone en fait une source idéale pour la production de biomasse. Les macroalgues, quant à elles, sont des plantes multicellulaires plus grandes, souvent comparées aux plantes terrestres par leurs structures qui ressemblent à des racines, des tiges et des feuilles. Bien que les macroalgues ne soient pas aussi prolifiques en termes de reproduction que les microalgues, elles ont l'avantage de pouvoir être cultivées dans des environnements marins, ce qui les rend particulièrement adaptées pour des installations offshore.

Dans les deux cas, la production de gaz naturel renouvelable à partir des algues présente plusieurs avantages par rapport aux autres formes de production de biomasse. Les algues ne nécessitent pas de terres arables et peuvent croître rapidement dans des environnements contrôlés, comme les bassins d'aquaculture ou les installations marines. De plus, contrairement aux cultures agricoles traditionnelles, les algues n'ont pas besoin de grandes quantités d'engrais ou de pesticides, ce qui les rend encore plus respectueuses de l'environnement.

Outre la recherche et le développement pour améliorer l'efficacité de ces procédés, l'un des principaux enjeux réside dans l'intégration des systèmes de production de gaz naturel renouvelable à partir des algues dans des chaînes de valeur énergétiques existantes. La mise en place de réseaux de distribution et d'infrastructure adaptés à ces nouvelles formes d'énergie sera essentielle pour permettre à ce secteur de se développer à grande échelle. Cela implique non seulement des innovations technologiques, mais également des politiques de soutien à la transition énergétique, incluant des incitations fiscales et des investissements dans les infrastructures.

Comment se déroule la production de gaz et de pétrole dans les réservoirs de pétrole et de gaz : des forages à la gestion des fluides

Une fois le forage terminé et les perspectives examinées, l'installation des tubages est une étape cruciale pour stabiliser le puits et éviter un effondrement. Les tubages empêchent également tout contact entre l'eau souterraine et les zones d'hydrocarbures. Le puits est équipé de trois ou quatre string de tubages distincts, avec le tubage de conduite placé à la surface. Le tubage intermédiaire, qui commence après le tubage de conduite, s'étend entre 1000 et 2000 mètres sous la surface et empêche l'intrusion des aquifères voisins dans la zone de formation. Le tubage de production, quant à lui, part du tubage intermédiaire et descend jusqu'à la zone de production. Une fois les tubages installés, du ciment est injecté par le bas de chaque section de tubage. Ce ciment monte dans l'annulus pour sceller et empêcher toute entrée de fluide externe, évitant ainsi des dommages. Après l'installation de ces tubages, le processus de mise en production peut commencer.

La "complétion" d'un puits est réalisée en abaissant une arme perforante. Lorsque celle-ci est activée depuis la surface, elle permet aux fluides du réservoir de pénétrer dans le puits. Un tube de production permet ensuite d’amener ces fluides jusqu’à la surface. Au sommet du tubage de conduite, on installe l’arbre de Noël, qui inclut un dispositif de prévention de projection (BOP), essentiel pour contrôler et distribuer les fluides de formation tout en évitant les risques de projections violentes.

Certains puits peuvent produire seulement 10 barils de pétrole par jour, ces puits dits "strippers" étant très courants dans les anciens réservoirs et les puits de production de pétrole lourd ou extralourd. Aux États-Unis, 75% des puits en production sont des "strippers". Le coût de forage est un paramètre essentiel dans l'amélioration des techniques exploratoires. Les grandes plateformes sont louées à des tarifs journaliers variant entre 200 000 et 700 000 dollars, et le coût moyen d'un puits d'exploration terrestre en Amérique du Nord est estimé entre 4 et 5 millions de dollars. Les puits offshore, quant à eux, peuvent atteindre un coût de près de 30 millions de dollars, la fourchette allant de 10 à 100 millions de dollars. Bien que forer et compléter un puits soit un processus hautement technologique et coûteux, certains pays dépensent une fortune à la recherche d'hydrocarbures, en forant des centaines de puits chaque année. Par exemple, en 2011, l'Administration américaine de l'énergie (EIA) a indiqué que 504 000 puits de gaz et 537 000 puits de pétrole ont été forés aux États-Unis cette année-là.

La production de gaz naturel présente des défis particuliers en raison de la difficulté de son stockage. Un raccordement au réseau de pipelines et des usines de traitement sont nécessaires avant de pouvoir mettre un puits en production. La porosité d'un réservoir détermine sa capacité à stocker des hydrocarbures. Celle-ci est exprimée comme le rapport entre le volume des pores d'un échantillon de roche et le volume total de cette roche. Un réservoir hydrocarboné de qualité montre généralement une porosité comprise entre 10 et 20 %. En plus de la porosité, la roche doit être perméable, c’est-à-dire que les pores doivent être interconnectés afin de permettre le passage des fluides et faciliter l'extraction.

Dans un réservoir donné, les différents fluides sont répartis selon leur densité. Les fluides plus légers que l'eau, comme le gaz naturel et le pétrole brut liquide, se trouvent en haut du réservoir. Le gaz naturel occupe la partie supérieure, suivi par le pétrole brut, et l'eau occupe la partie inférieure. Un champ pétrolier peut contenir plusieurs réservoirs à proximité, parfois même les uns au-dessus des autres. C’est pourquoi une formation peut être composée de plusieurs réservoirs agencés en système multicouche.

En ce qui concerne les caractéristiques thermodynamiques, elles aident à classifier les réservoirs selon le comportement des fluides pendant la production. La qualité et le volume des fluides d'un réservoir varient selon qu'il s'agit d'un liquide ou d'un gaz. Le gaz associé à un champ hydrocarboné peut être soit un gaz dissous dans le pétrole brut, soit un gaz libre, aussi appelé "gaz de couverture". Les réservoirs sous-saturés contiennent les hydrocarbures sous forme d'une seule phase liquide, c'est-à-dire que le gaz et le liquide forment une seule solution qui se sépare lorsque le pétrole est amené à la surface. En revanche, un réservoir saturé contient à la fois des phases liquides et gazeuses, le gaz libre étant principalement concentré sous forme de gaz de couverture. Le sommet du réservoir est la meilleure alternative pour le gaz de couverture.

Les méthodes de récupération avancée des hydrocarbures (EOR) et leur impact sur la production future

Les méthodes de récupération secondaire et tertiaire sont couramment désignées sous le nom de méthodes améliorées de récupération du pétrole (IOR). Lorsqu'on utilise spécifiquement des méthodes de récupération tertiaire dans le processus de récupération des hydrocarbures, la technique est désignée sous le terme EOR (Enhanced Oil Recovery). De nombreux projets de production innovants ont été conçus pour les applications EOR, tels que la récupération thermique (EOR thermique), l’utilisation de solvants (EOR solvant), l’utilisation de polymères (EOR polymères), ou encore la combinaison de ces différentes méthodes. En production d’hydrocarbures non conventionnels, le facteur de récupération (RF) est généralement obtenu dans une plage de 1% à 9%. Cette faible productivité est l'une des raisons pour lesquelles les processus EOR tertiaires sont nécessaires. Dans certains cas particuliers, des technologies EOR telles que l'EOR thermique peuvent permettre d’atteindre un facteur de récupération compris entre 30% et 70%.

L'une des méthodes les plus courantes d'EOR utilisées dans certains projets hydrocarbonés aujourd'hui est l’utilisation de stimulation à la vapeur. D'autres alternatives telles que le déplacement chimique ou l’utilisation de processus miscibles sont également envisagées. Les technologies EOR sont considérées comme des techniques de récupération tertiaires, et de ce fait, ces projets tendent à altérer subtilement les propriétés des hydrocarbures restant dans un réservoir donné.

Quatre alternatives technologiques pour les méthodes EOR sont déjà possibles pour l'extraction des hydrocarbures à partir de différents réservoirs. Ces possibilités comprennent : (I) les méthodes thermiques, parmi lesquelles on trouve des techniques comme l’injection de vapeur (injection de vapeur saturée, combustion in situ, ou méthode THAI) ; (II) les méthodes d'injection de gaz, telles que l’injection de dioxyde de carbone (CO2), d’azote (N2), de gaz de combustion et d'hydrocarbures légers, connues sous le nom d’EOR miscible ; (III) les méthodes de soakage chimique, impliquant des solutions tensioactives, des solutions alcalines et des solutions polymériques, entre autres ; et (IV) d’autres méthodes améliorées telles que les technologies microbiologiques, le chauffage par infrarouge, les technologies électromagnétiques et les nanotechnologies.

Lorsqu'on envisage l'application de toute méthode EOR, deux mécanismes d'extraction des hydrocarbures doivent être pris en compte : l'efficacité du déplacement graduel (GDE) et l’efficacité du balayage (SE). Dans le premier mécanisme, les principaux moteurs sont le taux d'injection, la viscosité, la densité et la tension interfaciale. Dans le second mécanisme, il faut considérer l'hétérogénéité du réservoir, la mobilité des fluides et le volume de fluide injecté.

Les méthodes thermiques d’EOR sont les plus couramment utilisées dans la récupération des hydrocarbures non conventionnels. Certaines technologies thermiques comme les projets assistés à la vapeur tels que la stimulation à vapeur cyclique (CSS), le drainage gravitaire assisté par vapeur (SAGD), l’injection de vapeur (S-Flow) et la méthode horizontale alternée d’injection de vapeur (HASD) sont les méthodes EOR les plus largement appliquées dans la région bitumineuse de l'Alberta, au Canada. Les projets EOR en forage tels que la combustion in situ (ISC) et l'injection d'air toe-to-heel (THAI) en sont encore au stade expérimental. La technologie CAPRI correspond à une version catalytique du THAI, qui fait également l’objet d’études expérimentales. De nombreux projets d’eau chaude sont actuellement en production sur le terrain.

Lorsque les réservoirs conventionnels d’hydrocarbures atteignent leur phase de maturité à l’échelle mondiale, leur déplétion accélérée devient incontestable. Les projets EOR doivent assurément jouer un rôle important dans la durabilité économique de la demande mondiale en pétrole brut. Les deux alternatives, à savoir l'amélioration de l'extraction des ressources pétrolières conventionnelles matures et l'augmentation de la production de ressources non conventionnelles, seront les orientations dominantes. Cependant, des investissements plus importants et des améliorations technologiques dans les techniques EOR sont les meilleures options pour faciliter la production d'hydrocarbures dans un cadre de durabilité dans les décennies à venir.

En outre, bien que l'optimisation des méthodes de récupération avancée soit essentielle, il ne faut pas sous-estimer les défis géologiques et économiques qui se posent avec les huiles plus lourdes et visqueuses. Ces huiles non conventionnelles sont plus difficiles à extraire et à traiter en raison de leur faible fluidité et de leur composition chimique complexe. Néanmoins, elles représentent une proportion croissante des réserves mondiales d'hydrocarbures. Pour y faire face, l'innovation dans les technologies EOR est impérative pour garantir une production future viable et durable.

Comment la pyrolyse de l'huile de schiste pourrait-elle transformer l'industrie énergétique mondiale?

La pyrolyse de l'huile de schiste implique la dégradation thermique du matériau organique sous des températures élevées, sans oxygène. Ce processus génère une série de produits qui peuvent être exploités, y compris des huiles lourdes, des gaz combustibles et des résidus solides. La composition exacte des produits dépend des caractéristiques géochimiques de l'huile de schiste elle-même, qui varie selon sa provenance. Par exemple, les huiles de schiste de Chine, de Jordanie ou des États-Unis peuvent présenter des différences notables en termes de rendement et de type de produits obtenus après pyrolyse.

Un des enjeux majeurs réside dans la nature hétérogène du matériau de départ, qui contient non seulement des composés organiques mais aussi des minéraux, tels que la calcite et le kaolinite, qui influencent directement la dégradation thermique. Des études récentes ont montré que la présence de ces minéraux peut modifier la réactivité thermique de l'huile de schiste, impactant ainsi le rendement et la composition des produits finaux. En outre, la gestion des déchets résultant de la pyrolyse, notamment les cokes semi-pyrolysés, constitue un défi environnemental majeur.

La recherche sur la pyrolyse de l'huile de schiste se concentre également sur l'optimisation des conditions de traitement, telles que la température, la pression et la vitesse de chauffage, pour maximiser l'efficacité de la conversion. Les modèles cinétiques de pyrolyse, qui permettent de prédire le comportement du schiste lors de son traitement thermique, jouent un rôle essentiel dans le développement de technologies de transformation plus efficaces. Ainsi, des études comparatives sur la pyrolyse à différentes échelles (de laboratoire à industrielle) permettent d'identifier les paramètres les plus adaptés pour la mise en place de technologies de grande échelle.

L'impact environnemental de la pyrolyse de l'huile de schiste ne peut être négligé. La gestion des gaz émis lors de la pyrolyse, tels que le dioxyde de carbone (CO2) et d'autres composés volatils, est un sujet de préoccupation croissant. En effet, bien que ces procédés puissent potentiellement réduire la dépendance aux ressources énergétiques fossiles classiques, ils doivent être intégrés dans une vision globale de durabilité, en tenant compte des émissions de gaz à effet de serre et des coûts associés à la gestion des déchets.

Il est important de comprendre que l'optimisation des procédés de pyrolyse de l'huile de schiste est un domaine en constante évolution. Les recherches actuelles se concentrent sur la mise au point de technologies permettant de réduire les émissions et d'augmenter l'efficacité énergétique des installations de pyrolyse. Des avancées telles que l'utilisation de lits fluidisés ou de réacteurs à haute performance pourraient jouer un rôle clé dans le développement de procédés plus durables.

Au-delà de la transformation chimique, la question de l'acceptation sociale et politique de l'exploitation de l'huile de schiste reste essentielle. En effet, des préoccupations environnementales liées à l'extraction de l'huile de schiste, telles que les risques de contamination de l'eau et de la pollution de l'air, doivent être traitées avec soin. La mise en place de normes strictes et de contrôles rigoureux pourrait aider à limiter les impacts négatifs, tout en garantissant que l'exploitation de ces ressources énergétiques ne nuise pas à l'environnement local.

En somme, bien que la pyrolyse de l'huile de schiste présente un potentiel considérable pour le futur énergétique, sa réussite dépendra de la capacité à surmonter les défis techniques, environnementaux et économiques. La recherche continue d'affiner les processus de transformation et de gestion des ressources pourrait bien être la clé pour intégrer cette technologie dans un système énergétique mondial plus diversifié et durable.