Gaz naturel

C'est essentiellement du gaz naturel dit «conventionnel non associé» (voir section précédente) qui alimente le marché européen de production du gaz naturel et ses réseaux de transport par gazoducs et méthaniers (voir Industrie du gaz) puis de distribution.

Le gaz naturel traité, en vue d'être commercialisé, est incolore, inodore, insipide, sans forme spécifique. Il contient entre 81 et 97 % de méthane. Il est moins dense que l'air : sa densité est de 0, 6 comparé à l'air et sa masse volumique est d'environ 0, 8 kg/m³. Il se présente sous sa forme gazeuse au delà de -161ºC à peu près, à pression atmosphérique.

Son pouvoir calorifique supérieur (PCS) est d'environ 11, 5 kWh/m³ en France, pour le gaz le plus fréquemment consommé, dit «H» (pour «haut pouvoir calorifique»).

Pour des raisons de sécurité depuis l'accident de 1937 à New London au Texas, qui causa la mort de 295 personnes dans une école, un odorisant chimique, à base de tétrahydrothiophène (THT) ou de mercaptan (composé soufré), lui donne une odeur spécifique pour permettre sa détection lors d'une fuite.

Amont : extraction et traitement

Le gaz naturel et le pétrole brut sont fréquemment 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 l'objectifane sont presque toujours liquéfiés pour en favoriser le transport.

L'exploration (recherche de gisements) et l'extraction du gaz naturel utilisent des techniques environ semblables 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, nommés «condensats de gaz naturel» ou «liquide de puits de gaz naturel» correspondent à un pétrole extrêmement léger, de particulièrement 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 par conséquent 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 scindés. Les hydrocarbures C₂ à C₄ sont commercialisés sous le nom de gaz de pétrole liquéfié (GPL et non pas GNL). Le CO₂ est le plus fréquemment simplement rejeté dans l'atmosphère, sauf s'il y a un utilisateur proche. Quelquefois, on le réinjecte dans une formation souterraine (séquestration du CO₂) pour diminuer les émissions de gaz à effet de serre. Le gaz acide est commercialisé à l'industrie chimique ou séquestré. L'hélium est scindé et commercialisé, s'il est présent en quantité suffisante - occasionnellemen, il représente une addition particulièrement importante aux revenus générés par le gisement.

Les condensats et les GPL ont une telle valeur marchande que certains gisements sont exploités seulement pour eux, le «gaz pauvre» (méthane) étant réinjecté au fur et à mesure, faute de débouchés locaux. Même quand la majeure partie du gaz pauvre est commercialisé, on en réinjecte fréquemment 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.

Aval : transport gazeux ou liquide

Méthanier LNG BONNY

Le transport du gaz traité (gaz pauvre, presque exclusivement du méthane) est par nature bien plus complexe que pour le pétrole. Cela explique que, pendant longtemps, les gisements de gaz n'intéressaient les compagnies que s'ils étaient assez proches des lieux de consommation, alors que les gisements trouvés dans des lieux isolés n'étaient développés que si leur taille justifiait les infrastructures nécessaires. Sachant que la rentabilité des gisements gaziers s'est énormément perfectionnée depuis plusieurs années, plusieurs gisements qui étaient vus comme «sub-commerciaux» sont désormais 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 ainsi qu'à pression atmosphérique, dans des méthaniers du lieu de production vers les lieux de consommation : c'est ce qu'on nomme le GNL, ou Gaz Naturel Liquéfié. Sous cette forme liquide, le gaz naturel offre, à volume identique avec le fioul domestique, un pouvoir calorifique qui correspond à plus de la moitié du pouvoir calorifique de ce dernier^[2].

Mais cette solution qui sert à «condenser» l'énergie gazeuse sous un volume réduit exige des investissements particulièrement 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 on veut doubler cette capacité, il faut ajouter 85 % qui plus est à ce coût.

Les navires de transport, qui ont des réservoirs cryogéniques, coûtent aussi particulièrement 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 la flambée du prix du pétrole depuis le début du XXI^e siècle, tous ces investissements sont amplement justifiés. La filière du gaz naturel liquéfié nécessite cependant une taille importante pour être économiquement viable, il faut par conséquent 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 indispensable, pour le séparer de l'éthane, du propane et du butane. À l'arrivée près des lieux de consommation, le GNL est peut-être stocké sous forme liquide puis vaporisé 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 vaporisation. Ces investissements sont cependant moindres que pour la liquéfaction ou le transport par méthanier.

Pour le traitement, et si 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.

Utilisation

Le gaz naturel fait partie des moyens énergétiques les moins polluants. En effet, quand sa combustion est complète, il n'émet que de l'eau et du dioxyde de carbone :

CH₄ + 2O₂ + 8N₂ --> CO₂ + 2H₂O + 8N₂

Comme l'ensemble des combustibles fossiles, après combustion, il rejette du gaz carbonique, mais uniquement 55 kg par gigajoule de chaleur produite, contre 75 pour le pétrole brut, et 100 à peu près pour le charbon. Comparé aux énergies non renouvelables, l'avantage du gaz naturel est toujours plus grand si on tient compte des émissions sur le cycle complet «du puits au brûleur» et pas uniquement de celles résultant de l'usage final du combustible : en effet, l'extraction et le traitement du gaz naturel consomment nettement moins d'énergie.

L'utilisation du gaz naturel ne produit quasiment pas d'oxydes d'azote (NOx), et presque aucune pollution locale comme les oxydes de soufre, les poussières, etc. Cet intérêt a une conséquence économique directe comparé aux autres énergies fossiles : une installation (centrale électrique, chaufferie, cimenterie ou autre) brûlant du charbon a besoin de systèmes de dépollution, pour extraire le soufre, les NOx et les poussières des fumées. Ces installations sont particulièrement coûteuses à construire ainsi qu'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.

Le gaz naturel est utilisé comme source d'énergie dans l'industrie pour 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 :

• engrais,
• résines,
• plastiques,
• solvants.
• raffinage du pétrole

Ci-après est la présentation de la chimie du méthane dans l'industrie pétrochimique :

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 majorité des pays facilitant son usage accru partout où il peut se substituer au pétrole. Il présente en effet plusieurs avantages en comparaison avec ce dernier : moins cher généralement, moins polluant, il permet aussi 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, énormément plus tard dans certains pays), où il était avant tout perçu comme un coproduit encombrant et dangereux des puits de pétrole.

Pouvoir calorifique

Le pouvoir calorifique d'un combustible est la quantité de chaleur exprimée en kWh ou MJ, qui serait dégagée par la combustion complète d'un (1) mètre cube normal (m³ (n) ) de gaz sec dans l'air à une pression absolue constante et identique à 1, 01325 bar, le gaz et l'air étant à une température d'origine de 0°C (zéro degré Celsius), l'ensemble des 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 peut distinguer 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 d'un (1) mètre cube normal de gaz. L'eau constituée au cours de 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 constituée au cours de la combustion et peut-être 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, donc, la déperdition d'énergie est plus importante lors de la combustion à cause de la formation de vapeur d'eau évacuée par la cheminée. À peu près 10 % de l'énergie disponible est perdue dans ce cas.

Rapport PCI/PCS pour le gaz naturel : à peu près 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 principalement 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 majorité des appareils domestiques, ces deux types de gaz sont interchangeables, certains appareils nécessiteront cependant un réglage.

Enjeux géopolitiques

Le gaz naturel, comme ressource abondante, peu chère et disponible n'est plus d'actualité. En effet, les pays qui disposent des ressources principales (Russie en tête avec un tiers des réserves mondiales, mais également 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 actuellement en grande partie de Gazprom, le groupe que le Kremlin a constitué pour assurer une domination de ce secteur économique mais également 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 pour remettre en route son économie mais également pour retrouver la puissance perdue. Elle est ainsi qualifiée de "super-puissance énergétique" (Richard Lugar) ou de "énergocratie" (Françoise Thom).

Chiffres

En 2005, selon BP, le monde a produit 2743 milliards de mètres cubes de gaz naturel, en hausse de 2, 5 % comparé à l'année précedente (tandis 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 2 871 G (m³) pour la même année, soit près de 5 % plus que BP.

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 :

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. A titre d'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.

Notes et références

• BP statistical review of world energy 2006.
• Key world energy statistics (AIE) 2006.