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LE MONDE PETROLIER INTRODUCTION AU MONDE PÉTROLIER

SUPPORT DE FORMATION Cours EXP-PR-DI040 Révision 0.1

Exploration & Production Le Monde Pétrolier Introduction au Monde Pétrolier

LE MONDE PETROLIER INTRODUCTION AU MONDE PÉTROLIER SOMMAIRE 1. LES ÉNERGIES ..............................................................................................................4 1.1. L'énergie...c'est-à-dire ? ............................................................................................4 1.1.1. L'histoire des sources d'énergies ......................................................................5 1.1.2. Les formes d'énergies .......................................................................................8 1.2. La consommation d'énergie dans le monde ..............................................................9 1.2.1. Les énergies fossiles .......................................................................................11 1.2.1.1. Le pétrole ...................................................................................................11 1.2.1.2. Le gaz naturel ............................................................................................14 1.2.1.3. Le charbon .................................................................................................16 1.2.1.4. Le problème épineux des réserves d'énergies ...........................................18 1.2.1.5. Les réserves mondiales de pétrole : pour combien de temps encore ? .....19 1.2.2. Les énergies renouvelables... A quel prix ?.....................................................21 1.2.3. L'énergie nucléaire ..........................................................................................25 1.2.3.1. Les pays utilisateurs...................................................................................25 1.2.3.2. Les réserves d’uranium ..............................................................................26 1.2.3.3. Les réserves et l'avenir de l'énergie nucléaire............................................27 1.3. Les grands enjeux : quel avenir pour l'énergie ? .....................................................28 1.3.1. Des enjeux économiques : la gestion de la consommation d'énergie .............28 1.3.2. La géopolitique du pétrole et des énergies......................................................32 1.3.3. Le pic de Hubbert ............................................................................................34 1.3.4. L'homme et la planète .....................................................................................35 1.3.4.1. Énergie et environnement: les enjeux ........................................................37 1.3.4.2. Les gaz à effet de serre .............................................................................37 1.3.4.3. Le développement durable.........................................................................39 1.3.4.4. Les risques industriels................................................................................40 2. LE PÉTROLE ET LE GAZ .............................................................................................45 2.1. Les énergies fossiles : un long voyage dans le temps ............................................45 2.1.1. La théorie du Big Bang ....................................................................................46 2.1.2. Notre système solaire et la planète Terre........................................................47 2.1.3. Les origines de la vie.......................................................................................48 2.2. Les gisements de pétrole et de gaz.........................................................................50 2.2.1. Les hydrocarbures...........................................................................................52 2.2.1.1. Rappels et définitions .................................................................................52 2.2.1.2. Les hydrocarbures .....................................................................................52 2.2.1.3. Les hydrocarbures paraffiniques ou alcanes..............................................54 2.2.2. La roche mère .................................................................................................55 2.2.3. La sédimentation .............................................................................................56 2.2.4. La migration du pétrole vers la surface ...........................................................57 2.2.5. La roche réservoir, un réservoir de stockage ..................................................57 2.2.6. La roche couverture : une barrière imperméable.............................................58 2.2.7. Le piège à hydrocarbures................................................................................59 Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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2.2.8. La préservation du pétrole et du gaz ...............................................................60 2.3. L'exploration des gisements ....................................................................................61 2.3.1. Où chercher les gisements ?...........................................................................61 2.3.2. L'exploration du sous-sol.................................................................................64 2.3.2.1. La sismique réflexion .................................................................................65 2.3.2.2. Les études avant forage : géologie et tectonique.......................................67 2.3.3. Évaluer avant de forer .....................................................................................69 2.3.3.1. Type de réserves .......................................................................................70 2.3.4. La logistique de l'implantation du forage .........................................................71 2.3.5. Le forage, mode d'emploi ................................................................................72 2.3.6. Le rôle de la boue de forage............................................................................73 2.3.7. Savoir si on a trouvé du pétrole ou du gaz ......................................................74 2.3.8. Après le forage du puits...................................................................................75 2.4. La mise en production du gisement.........................................................................76 2.4.1. Le développement du centre de production de pétrole : mode d'emploi .........77 2.4.2. Comment produire ?........................................................................................77 2.4.3. Les différents mécanismes de récupération ....................................................79 2.4.4. La vie des gisements de pétrole et gaz ...........................................................80 2.4.5. L'abandon d'un gisement et son démantèlement ............................................81 2.5. Le transport du pétrole et du gaz ............................................................................82 2.5.1. Le transport du pétrole ....................................................................................82 2.5.1.1. Le transport du pétrole par voie maritime...................................................83 2.5.1.2. Le transport par voie terrestre ....................................................................85 2.5.1.3. Le stockage du pétrole ...............................................................................87 2.5.2. Le transport du gaz .........................................................................................87 2.5.2.1. Le stockage du gaz ....................................................................................89 2.6. Le trading du pétrole et du gaz................................................................................90 2.7. Le raffinage du pétrole et du gaz: répondre à la demande......................................91 2.7.1. Le raffinage, mode d'emploi ............................................................................92 2.7.2. Les produits du pétrole raffiné .........................................................................96 2.8. La pétrochimie.........................................................................................................98 2.8.1. La polymérisation et les polymères ...............................................................100 2.8.2. Les techniques pétrochimiques .....................................................................101 2.9. La logistique pétrolière ..........................................................................................103 2.9.1. Les dépôts pétroliers .....................................................................................104 2.9.2. Un enjeu prioritaire : la sécurité du pétrole ....................................................105 2.10. La consommation des produits pétroliers............................................................108 2.10.1. Les différents types de carburants ..............................................................109 2.10.2. La qualité de service....................................................................................110 2.10.3. Le prix des carburants et le cours du baril du pétrole ..................................113 2.11. Les acteurs du monde des hydrocarbures ..........................................................115 2.11.1. Les institutions (OPEP, DGEMP...) et les autres organisations...................116 2.11.2. Les grandes compagnies pétrolières...........................................................117 2.11.2.1. Le marché international du pétrole : les majors......................................118 2.11.2.2. Les compagnies nationales du pétrole et du gaz ...................................120 2.12. Qui produit, qui consomme ? ..............................................................................122 2.12.1. Le pétrole ....................................................................................................122 2.12.2. Le gaz..........................................................................................................125 Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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2.13. L'avenir du pétrole et du gaz ...............................................................................127 2.13.1. Le pétrole ....................................................................................................127 2.13.2. Le gaz..........................................................................................................129 3. TOTAL .........................................................................................................................131 3.1. TOTAL en bref (données 2005)* ...........................................................................131 3.2. Agir pour le progrès et l'avenir énergétique...........................................................133 3.3. Des marques proches de leurs clients ..................................................................133 3.4. Les valeurs de total ...............................................................................................134 3.5. L'application d'une démarche éthique proactive....................................................134 3.6. La poursuite d'une démarche de développement durable.....................................135 3.7. Stratégies ..............................................................................................................136 3.7.1. Secteur Amont...............................................................................................136 3.7.2. Secteur Aval ..................................................................................................137 3.7.3. Secteur Chimie..............................................................................................138 3.7.4. Structure de l'actionnariat ..............................................................................138 3.7.5. Un groupe mondial aux assises européennes...............................................139 3.8. Une politique sociale orientée vers une plus grande diversité...............................139 3.9. Organisation du groupe.........................................................................................140 3.9.1. Le Comité Exécutif et le Comité Directeur.....................................................140 3.9.2. La mission du Conseil d’administration ........................................................141 3.10. Total, un Groupe multiculturel riche de sa diversité.............................................142 3.11. Historique total ....................................................................................................143 3.12. Histoire du logo ...................................................................................................151 4. VOTRE FILIALE ..........................................................................................................153 5. GLOSSAIRE ................................................................................................................154 6. SOMMAIRE DES FIGURES ........................................................................................155 7. SOMMAIRE DES TABLEAUX .....................................................................................159

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1. LES ÉNERGIES Les énergies, vaste sujet ! Aussi vaste que l’univers tel que nous le connaissons aujourd’hui. Notre Univers où se déchaîne l’énergie de milliards de galaxies en mouvement, contenant chacune des milliards d’étoiles rayonnantes de chaleur, de lumière et de toutes sortes d’ondes électromagnétiques. Et, parmi les myriades d’étoiles de notre galaxie, notre Soleil, qui arrose de ses rayons généreux notre Terre et y maintient la vie, celle d’une multitude d’organismes dont les organismes animaux, qui dépensent de l’énergie pour vivre et se déplacer. Parmi ces organismes animaux, on trouve un drôle d’oiseau : l’homme. Depuis quelques milliers d’années, et surtout depuis deux siècles, l’énergie de ses seuls muscles ne lui suffit plus. Il a bâti une civilisation industrielle moderne et, pour la faire fonctionner, il a dompté les énergies offertes par la nature : le vent, les chutes d’eau, la combustion du bois… Et, plus récemment, des énergies moins évidentes cachées sous terre ou difficilement maîtrisables : le charbon, le pétrole, le gaz naturel, la fission nucléaire… Aujourd’hui, l’homme arrive à un tournant de son histoire. Les formes d’énergie qu’il utilise le plus, les énergies fossiles (pétrole, gaz et charbon), vont bientôt se raréfier. Elles ne se reconstitueront que dans des millions d’années ! Il n’y a pas de solution miracle à ce problème, mais il y a un grand nombre de moyens qui, conjugués, pourront nous permettre de bien passer le cap difficile qui se profile. Ce sera à chacun d’entre nous de participer à la résolution de ce grand défi : continuer d’offrir toute l’énergie nécessaire à la vie de nos futurs enfants. En attendant, en route pour un grand tour d’horizon des énergies !

1.1. L'énergie...c'est-à-dire ? Dans la Grèce antique, plusieurs siècles avant Jésus-Christ, « energeia » voulait dire « en travail », « en action ». Le français a conservé cette signification. L’énergie, c’est au quotidien une force en action ! Un coup de pied dans un ballon de football produit un mouvement du ballon vers le partenaire ou les buts de l’adversaire. La force de la passe ou du shoot a donné son énergie au ballon. La flamme de la cuisinière à gaz fournit l’énergie nécessaire à l’eau de cuisson des pâtes. L’énergie produite par les réacteurs d’un avion lui permet de voler et de ne pas s’écraser au sol. L’énergie d’une chute d’eau permet de fabriquer de l’électricité. L’énergie lumineuse du soleil alimente la croissance des plantes. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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On peut donc en déduire une première définition simple : L'énergie caractérise la capacité à produire des actions, par exemple à engendrer du mouvement, modifier la température d'un corps ou à transformer la matière. L'énergie provient de différentes sources que l'on trouve dans la nature : le bois, le charbon, le pétrole, le gaz, le vent, le rayonnement solaire, les chutes d'eau, l'uranium. Elle peut prendre différentes formes : chaleur, énergie musculaire, énergie mécanique, chimique, énergie électrique par exemple. Ses formes multiples peuvent se transformer l'une en l'autre.

1.1.1. L'histoire des sources d'énergies De l’origine des temps à nos jours, l’humanité a toujours été animée par la volonté d’utiliser toutes les ressources de la nature pour rendre sa vie plus facile ou plus agréable. Et bien entendu, les énergies ont toujours été les meilleures amies de l’homme pour y parvenir.

Figure 1 : L’histoire des énergies » Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Quelle est la forme d’énergie la plus ancienne utilisée par l’homme ? C’est sans aucun doute le feu ! Nos lointains ancêtres les hommes préhistoriques, sûrement en se brûlant un peu les doigts au début, ont appris à utiliser le bois pour se chauffer et faire cuire leurs steaks de mammouths. L’énergie de la biomasse, c'est-à-dire l’énergie mobilisée sous forme chimique par les êtres vivants, venait de trouver ses premières applications. Ensuite, vient le vent ! On date les premiers bateaux à voile de 3 000 ans avant JésusChrist. L’utilisation de l’énergie éolienne venait de naître. Les premiers moulins à vent font leur apparition chez les Perses, vers 200 avant Jésus-Christ. Ce n’est qu’au XIIe siècle que cette technologie sera importée en Europe, mille ans plus tard. Et c’est au XIVe siècle que fleuriront les célèbres moulins hollandais. Tous ces ennemis de Don Quichotte servaient principalement à moudre le grain ou à pomper de l’eau. Les Hollandais, en particulier, les utilisaient pour assécher leurs polders, ces terres obstinément gagnées sur la mer. Mais aussi pour faire tourner des scieries ou encore fabriquer de l’huile. De son côté, l’Angleterre n’était pas en reste : c’est là qu’a été perfectionnée la forme des ailes, à partir de calculs scientifiques. Au XIXe siècle, l’Angleterre comptait près de 10 000 moulins. Les petites éoliennes des campagnes, utilisées pour pomper de l’eau, ont fait leur apparition au XIXe siècle. Dotées de nombreuses pales et de petit diamètre, elles n’ont pas grand-chose à voir avec les éoliennes modernes. Après l’air… l’eau ! Cousins des moulins à vent, les moulins à eau remontent également à l’Antiquité. Ils sont les premiers représentants de la domestication de l’énergie hydraulique. On les utilisait pour les mêmes besoins que les moulins à vent. Les barrages existent aussi depuis très longtemps. Le premier aurait été construit en Egypte par le pharaon Ménès en 2900 avant Jésus-Christ. Mais ils servaient à stocker de l’eau pour les cultures et la consommation humaine et animale. Ce n’est qu’après la découverte de l’électricité qu’ils ont servi à produire de l’énergie. Ces sources d’énergie anciennes restent plus que jamais utilisées de nos jours, avec des technologies plus performantes. Mais d’autres formes sont entrées en scène, les énergies modernes. Modernes, oui, même si elles ne sont plus toutes jeunes. Ce sont d’abord les énergies qui ont permis les deux grandes révolutions industrielles : le charbon (de bois dans un premier temps), au XIXe siècle, et le pétrole (et le gaz) au XXe siècle. C’est grâce à ces combustibles fossiles qu’on a pu, dans les pays riches, mettre à la disposition de tout le monde des quantités d’énergie telles qu’elles ont énormément changé la vie de tous. Enfin, la découverte de la radioactivité naturelle en 1896 a ouvert la voie à la maîtrise de l’atome. L'énergie nucléaire de fission était née. Il s'agit de casser de très gros atomes d’uranium pour libérer de l’énergie. Pour les pays qui ont fait ce choix (comme la France) c'est un moyen important de produire de l’électricité. Cette énergie est la plus récente, les premières centrales nucléaires datent en effet des années 1950.

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Figure 2 : « Le Nucléaire » Ensuite, il y a les sources d’énergie en devenir. Ainsi, l'utilisation de l’énergie solaire est encore plus récente (début des années 1970). Curieusement, la découverte de la transformation de lumière du soleil en courant électrique (l’effet photovoltaïque : la transformation de lumière du soleil en courant électrique) est plus ancienne que celle de la radioactivité, puisqu’elle date de 1839. Mais les industriels ont attendu le premier choc pétrolier de 1973 avant de s’y intéresser sérieusement. Avec la géothermie, on utilise les eaux du sous-sol profond, naturellement chaudes ou très chaudes, pour les besoins du chauffage ou de la production d’électricité. Même si Astérix et César connaissaient déjà les sources chaudes, ils s’en servaient plutôt pour leurs bains. L’utilisation de la géothermie comme source d’énergie date de la deuxième moitié du XXe siècle, comme pour l’énergie solaire Et puis, celles dont on ne sait pas encore quoi faire... Les sources d’énergie que l’homme n’est pas encore parvenu à maîtriser à son profit. On ne sait pas si on saura le faire un jour... L’électricité sauvage, d’abord, autrement dit la foudre. Un éclair déborde d’énergie furieuse. Malheureusement, et malgré des tentatives qui ont échoué, on ne sait pas la récupérer. Elle est trop intense et trop brutale, et en plus on ne sait prévoir ni où ni quand elle va tomber. Tout au plus on parvient, grâce aux paratonnerres, à la dévier des maisons ou des bâtiments où elle pourrait faire des ravages.

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Les marées, courants marins et vagues de l’océan possèdent une formidable énergie, mais on ne sait pas comment la capter de manière rentable. Des recherches se poursuivent. Il existe une seule usine produisant de l’électricité à une échelle industrielle grâce à l’énergie des marées, et elle est en France. C’est l’usine marémotrice de la Rance, en Bretagne. La différence de température entre la surface et le fond des océans permet aussi théoriquement de produire de l’électricité. Mais cette énergie thermique des océans paraît bien trop difficile et coûteuse à récupérer. La source d’énergie inépuisable existe peut-être. C’est la fusion nucléaire, l’énergie des étoiles, la transformation de deux tous petits atomes d’hydrogène en un atome d’hélium à peine plus gros. Et avec une énorme libération d’énergie quand ce sont des milliards et des milliards d’atomes qui fusionnent ! L’hydrogène est présent en grandes quantités sur terre, c’est l’un des composants de l’eau ; cette source d’énergie serait ainsi abondante, et pour très, très longtemps. Pour l’instant, on en est au stade de la recherche, mais c’est tellement difficile à réaliser techniquement qu’on ne sait pas si on y parviendra un jour. En attendant, les militaires, eux, savent libérer cette énergie, mais sans pouvoir la contrôler : c’est la bombe H (la bombe à hydrogène), qu’on ne peut malheureusement pas utiliser à des fins civiles, pour faire de l’électricité par exemple.

1.1.2. Les formes d'énergies L’énergie issue de ces sources peut se manifester de différentes façons. On parle alors de formes d’énergie. Toutes ces formes d’énergie ont une caractéristique qui nous intéresse particulièrement dans notre vie quotidienne : elles peuvent se transformer, on dit aussi se convertir d’un type à un autre. Par exemple, un moteur à explosion transforme de l’énergie chimique (le carburant) en énergie thermique puis en énergie mécanique par le jeu des pistons dans le moteur. L’énergie rayonnante se dégage du soleil, d’un feu ou d’une ampoule électrique. C’est l’énergie lumineuse, appelée aussi rayonnante. L’énergie rayonnante du soleil est au cœur du phénomène de la photosynthèse (toutes les plantes grandissent et se développent grâce à lui) et du cycle naturel de l’eau (avec la phase d’évaporation). L’énergie thermique est produite par le rayonnement solaire ou la combustion d’un corps combustible comme le bois. L’énergie mécanique se traduit par le déplacement d’objets, de corps solides. L’énergie chimique est stockée dans des corps chimiques, des molécules, qui ont eu besoin d’apports d’énergie importants pour être créés. Par exemple, les explosifs sont des concentrés d’énergie chimique. L’électrolyse de l’eau va produire de l’énergie chimique sous forme d’hydrogène et d’oxygène. Dans une batterie de voiture (batteries d’accumulateurs), l’énergie est également présente sous forme chimique.

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L’énergie électrique correspond au déplacement de courants électriques dans des corps conducteurs (dans la plupart des cas des métaux). Elle existe à l’état naturel sous forme de foudre, qui se déplace, elle, dans l’air. Ou encore sous forme d’électricité statique (charges électriques fixées sur un corps non-conducteur).

1.2. La consommation d'énergie dans le monde Bien entendu, aujourd’hui plus que jamais, les besoins en énergie de l’humanité sont colossaux et en progression. Ainsi, la consommation d’énergie primaire dans le monde augmente régulièrement. On parle d’énergie primaire lorsqu’il faut la transformer avant de la consommer - principalement en électricité ou en travail mécanique dans les moteurs. Elle a fait un bond de 38 % sur 20 ans (1982-2002). Et cette augmentation ne faiblit que légèrement : + 20 % entre 1982 et 1992, + 15 % entre 1992 et 2002. Figure 3: Vue de l'Eurostar. Cette énergie consommée chaque jour dans le monde provient en grande partie de matières premières que l’on extrait du sous-sol (pétrole, gaz, charbon, uranium). Les opérateurs de ces grandes filières énergétiques ont la charge de répondre à une demande mondiale croissante en énergie : ils doivent maintenir en permanence un équilibre entre l’offre et la demande. Cette offre et cette demande sont inégalement réparties sur la planète : il y a de gros producteurs de matières énergétiques qui alimentent le monde et des gros consommateurs dont la production d’énergie ne suffit pas à leurs besoins. Les opérateurs de l’énergie doivent donc aussi assurer le transfert de matières premières énergétiques des producteurs vers les consommateurs. D’autre part, une fois extraites du sous-sol, les matières premières énergétiques ne se reconstituent pas. Ce sont des énergies non renouvelables. Il y a donc un problème de réserves qui tient en une question : jusqu’à quand le monde disposera-t-il des sources d’énergie dans lesquelles l’humanité puise maintenant depuis 150 ans ?

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Figure 4: Évolution de la consommation mondiale (en % Mtep) On voit que, sur vingt ans, la part du pétrole (plus du tiers de la consommation mondiale en 2002) a diminué au profit du gaz (le quart de la consommation) et du nucléaire (à peine 2 % de la consommation mondiale). Les hydrocarbures représentent près des 2/3 et le charbon 1/3 de la consommation énergétique mondiale. Le nucléaire et les énergies renouvelables n’atteignent même pas 5 % du total. La part de l’hydroélectricité reste stable. Celle des autres énergies renouvelables augmente, mais bien que la production d’électricité « énergies nouvelles » ait été presque multipliée par 10 en vingt ans, sa part de l’énergie primaire produite reste très faible (0,23 % en 2002). En 2002, les énergies renouvelables représentaient 2,4 % de l’énergie consommée dans le monde (2 % en 1980). C’est vraiment peu !

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1.2.1. Les énergies fossiles Voyons maintenant plus en détail les zones de production et les principaux consommateurs d’énergies fossiles dans le monde, et comment leur consommation évolue depuis dix ans. 1.2.1.1. Le pétrole Consommation 2004 103 b/j

Variation de la consommation / 10 ans

Consommation par habitant (barils/an)

Etats-Unis

20 731

17%

25,4

Canada

2 294

30%

25,9

Mexique

1 970

2%

6,7

Brésil

2 140

28%

4,2

Vénézuela

560

27%

7,7

Allemagne

2 650

–8%

11,7

France

1 977

6%

11,9

Italie

1 881

1%

11,8

Royaume-Uni

1 827

0%

11,2

Espagne

1 573

41%

13,3

Pays-Bas

947

24%

21,2

Turquie

683

26%

3,4

Belgique

641

26%

22,5

Russie

2 770

– 13 %

7,1

Arabie Saoudite

1 845

43%

27,4

Iran

1 510

34%

7,9

Egypte

590

32%

2,9

Afrique du Sud

502

22%

3,9

Japon

5 353

–4%

15,3

Chine

6 400

102%

1,8

Inde

2 450

73%

0,8

Corée du Sud

2 149

17%

16,4

Indonésie

1 200

54%

2

Taiwan

965

46%

14,9

Australie

877

12%

15,8

Malaisie

515

36%

7,4

Pays

Table 1: Consommateurs d’énergie fossile dans le monde – le pétrole Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Figure 5: Consommation de pétrole dans le monde en 2004

Figure 6: Répartition de la production de pétrole 2004 par continents Les principaux pays consommateurs sont, sans surprise, les pays développés d’Amérique du Nord, d’Europe et d’Asie. Champions de la consommation de pétrole: les États-unis. Avec un peu moins de 5 % de la population mondiale, ils consomment le quart du pétrole produit chaque année. Et leur consommation ne ralentit pas : + 16 % en dix ans entre 1993 et 2003, à peu près la moyenne mondiale. En Asie, c’est l’explosion de la consommation. La Chine a presque doublé la sienne en dix ans, et elle ne s’arrêtera pas là. Durant cette période, la consommation de l’ensemble de la zone Asie Pacifique a dépassé celle de la zone Amérique du Nord. Avec + 39 % d’augmentation en moyenne en dix ans, l’Asie fait figure de nouvel ogre pétrolier. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Mais qui pourrait blâmer ces pays en développement de vouloir offrir à leurs populations le même confort que celui des pays riches ? Jusqu’à aujourd’hui, l’augmentation de la consommation de pétrole a pu être compensée par une augmentation équivalente de la production. Même si des tensions commencent à apparaître, comme l’a montré la hausse du prix du brut en 2004/2005. Les pays qui ont fourni le plus gros effort depuis dix ans ne sont pas ceux de l’OPEP (Organisation des pays exportateurs de pétrole). Globalement, la production OPEP a même légèrement diminué. Il y a deux raisons principales à cela : En 1982, à la suite d’un contre-choc pétrolier très violent, les prix du pétrole ont fortement baissé. L’OPEP a décidé cette année-là de mettre en place sa politique de quotas, c'est-à-dire d’attribuer à chacun de ses membres un volume de production de brut à ne pas dépasser. Cela dans le but de contrôler la production et donc les prix et de préserver ses réserves pour les générations futures. Cette politique a été dans l’ensemble efficace. Elle a permis à l’OPEP de moins puiser dans ses réserves que les pays non-OPEP, tout en maintenant une relative stabilité des prix. Certains pays de l’OPEP, notamment ceux de la péninsule Arabique et l’Irak, possèdent des réserves très importantes. Mais leurs capacités de production ont peu évolué depuis au moins vingt ans. Pour les augmenter, il faudrait des investissements très lourds qui, pour l’instant, n’ont pas été engagés. Cela se traduit par le fait que, pour beaucoup d’entre eux, leur année de production maximale se situe à la fin des années 1990. A l’inverse, l’exploration et le développement de nouveaux gisements ont fortement progressé dans plusieurs zones non-OPEP (autour de la mer Caspienne, dans les grands fonds atlantiques au Brésil et en Angola, …). D’autres pays, membres de l’OPEP (Indonésie) ou pas (États-unis, Norvège, RoyaumeUni, Égypte) ont vu leur production baisser sur les dix dernières années ou vers la fin des années 1990. Pour eux, on a affaire à un problème de déclin des réserves : ces pays ont probablement atteint un pic de production (1970 aux États-unis, 1996 en Indonésie et en Égypte, 1999 au Royaume-Uni et 2000 en Norvège) qu’ils ne pourront plus jamais dépasser. Leur production va peu à peu décroître dans les années à venir. Ces pays ont sans doute atteint leur pic de Hubbert local.

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1.2.1.2. Le gaz naturel Qui sont les principaux consommateurs de gaz dans le monde ? Pays

Consommation 2004 (Gm3)

Etats-Unis

635

Canada

96

Mexique

50

Argentine

38

Royaume-Uni

98

Allemagne

101

Italie

81

Pays-Bas

51

France

45

Russie

454

Ukraine

86

Ouzbékistan

50

Iran

86

Arabie Saoudite

66

Emirats arabes unis

40

Egypte

31

Japon

84

Indonésie

37

Chine

38

Malaisie

33

Thaïlande

30

Table 2: Consommateur d’énergie fossile dans le monde – le gaz

Figure 7: Réserves de gaz dans le monde en 2004 (Gm3 /an) Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Figure 8: Consommation de gaz dans le monde en 2004 (Gm3 /an)

Figure 9: Production de gaz dans le monde en 2004 (Gm3 /an) Comme pour le pétrole, les grands pays consommateurs de gaz sont des pays développés. Ce sont souvent aussi des pays en développement possédant une production importante et une population nombreuse (Iran, Egypte, Ouzbékistan…). La consommation de gaz est en augmentation régulière chaque année, plus rapide même que celle de pétrole puisqu’elle a progressé de 24 % sur dix ans entre 1993 et 2003. Comme pour le pétrole, le Moyen-Orient possède d’importantes réserves de gaz (41% des réserves mondiales). Mais sa production reste limitée (10 % de la production mondiale). Les pays gros consommateurs d’Amérique du Nord et d’Europe tirent sur leurs réserves, en partie parce que le transport du gaz coûte proportionnellement plus cher que celui du pétrole. Il est donc moins intéressant de faire venir du gaz de provenances lointaines.

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1.2.1.3. Le charbon Depuis trente ans, le charbon représente un bon tiers de la consommation d’énergie primaire mondiale. Les principaux consommateurs (chiffres en 2004) sont les suivants. Ce sont souvent des pays qui possèdent des réserves importantes. PAYS

Consommation de charbon (houille + lignite) en millions de tonnes

Chine

2 062

Etats-Unis

1 107

Inde

478

Allemagne

280

Russie

258

Japon

204

Afrique du Sud

195

Pologne

153

Australie

150

Corée du sud

91

Grèce

80

Turquie

70

Royaume-Uni

67

Ukraine

78

Kazakhstan

73

Taiwan

63

République Tchèque

63

Table 3: Consommation de charbon (houille + lignite) en millions de tonnes, en 2004 Pour la plupart de ces pays, les chiffres de production et de consommation sont relativement proches (sauf pour l’Australie, exportatrice importante). Cette remarque est aussi valable au niveau des continents. Certains pays sont légèrement exportateurs de charbon, d’autres légèrement importateurs. Par rapport au pétrole, au gaz et à l’uranium, le charbon fait donc beaucoup moins l’objet d’un commerce international. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Bien sûr, il est quand même transporté à l’intérieur même des pays producteurs, des lieux de production vers les centrales électriques ou les chaudières industrielles où il est utilisé.

Figure 10 : Le charbon

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1.2.1.4. Le problème épineux des réserves d'énergies Les réserves en énergie primaire (pétrole, gaz, charbon, uranium), ce sont les volumes de ces matières premières disponibles dans un pays ou dans le monde. Quand on nous parle de réserves, il s’agit en général de quantités dont l’existence est certaine : ce sont les réserves prouvées, sur lesquelles on peut compter à coup sûr. En parallèle, techniciens et prévisionnistes essaient de calculer quelles pourraient être les réserves supplémentaires dont pourrait disposer l’humanité, les réserves possibles. Avec l’exemple du pétrole, nous allons voir que les valeurs de réserves, même prouvées, sont en fait très incertaines.

Figure 11: Réserves de pétrole dans le monde au 01.01.2005

Voyons tout d’abord les chiffres de réserves de pétrole par pays et par régions au 1er janvier 2004. Le chiffre du nombre d’années de réserves est rapporté à la production de chacun de ces pays en 2004. Il s’agit là de réserves prouvées. Ce sont donc quelques pays du Moyen-Orient, tous membres de l’OPEP, qui concentrent les 2/3 des réserves mondiales de pétrole. Avec une mention spéciale à l’Arabie Saoudite qui possède un quart de ces réserves mondiales. L’OPEP dispose de 80 % des réserves, alors qu’elle ne produit actuellement qu’un peu moins de 40 % du pétrole consommé dans le monde. Cela se traduit aussi par un nombre d’années de réserves très important, dépassant souvent la centaine d’années. Conclusion logique : le Moyen-Orient, déjà zone stratégique pour la production de pétrole, va le devenir de plus en plus avec les années. Ces chiffres de réserves paraissent très sûrs. Et pourtant, il faut les considérer avec précaution, parce qu’ils peuvent évoluer rapidement d’une année sur l’autre et qu’ils sont entachés d’incertitude. Les chiffres de réserves sont variables et incertains pour des raisons à la fois techniques, économiques et politiques.

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Pays

Réserves (milliards de barils)

Années de réserves

Etats-Unis

21,4

11

Mexique

14,6

12

Canada

5

6

Venezuela*

77,2

82

Brésil

10,6

20

Equateur

4,6

24

Norvège

8,5

8

Royaume-Uni

4,5

7

Russie

60

19

Kazakhstan

9

24

Azerbaïdjan

7

62

Arabie Saoudite*

261,9

79

Iran*

125,8

86

Iraq*

115

157

Koweït*

102

118

Emirats Arabes Unis*

97,8

108

Qatar*

15,2

53

Oman

5,5

20

Libye*

39

71

Nigeria*

35

41

Algérie*

11,8

19

Angola

5,4

14

Chine

18,3

14

Inde

5,4

22

Indonésie*

4,7

Table 4: Réserve de pétrole par pays et par région * Pays membres de l’OPEP (Organisation des pays exportateurs de pétrole)

1.2.1.5. Les réserves mondiales de pétrole : pour combien de temps encore ? Les réserves de pétrole Jusqu’à la fin des années 1990, les résultats de l’exploration et les progrès des techniques de récupération assistée dans les gisements en production ont permis le renouvellement des réserves. C’est pour cela que l’on dit souvent « depuis quarante Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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ans, on a quarante ans de pétrole devant nous ». C’est encore le cas en 2003, puisque le monde dispose de quarante trois ans de réserves. Mais depuis quelques années, le renouvellement des réserves n’est plus assuré par l’exploration : les gisements découverts sont moins nombreux et plus petits (à l’exception de quelques zones nouvelles comme la mer Caspienne par exemple). Cela n’a pas encore d’effet sur la production. Mais il est certain qu’un jour, l’offre de pétrole ne pourra plus suivre une demande toujours croissante. Cela ne prendra pas la forme d’une disparition brutale du pétrole dans quarante ou cinquante ans. Mais celle d’un pic à partir duquel la production va commencer à diminuer, lentement mais inexorablement. Ce pic, ce maximum, est appelé « pic de Hubbert ». Les experts ne sont pas d’accord entre eux sur le moment où va se produire ce pic. Pour les plus optimistes, c’est dans trente ans et pour les plus pessimistes, c’est dans cinq ans ! L’occurrence du pic de Hubbert est un paramètre des grands enjeux qui nous attendent dans les années à venir !

Les réserves de gaz Les réserves de gaz dans le monde sont moins concentrées que celles de pétrole. Le Moyen-Orient totalise quand même 40 % de ces réserves. Mais il a un pôle concurrent, formé de la Russie et des pays riverains de la côte orientale de la mer Caspienne (Kazakhstan, Turkménistan) et qui représente 32 % des réserves mondiales. À noter, le cas particulier du Qatar, pays minuscule de la péninsule Arabique, qui possède avec son gisement super géant du North Dome près de 15 % des réserves de gaz de la planète ! Au rythme de la consommation actuelle, les réserves de gaz dureraient vingt ans de plus que celles de pétrole. Petit rappel de la durée de vie des réserves des différentes matières premières énergétiques estimées en fonction de la consommation en 2003. Sachant que chacune d’entre elles possède aussi son “ pic de Hubbert ”: Pétrole : environ quarante ans Gaz : environ soixante ans Charbon : environ deux cents ans Uranium : environ cent ans

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1.2.2. Les énergies renouvelables... A quel prix ? Aujourd’hui, le pétrole et le gaz sont encore relativement bon marché. C’est le principal obstacle au développement des énergies renouvelables, qui sont plus chères. Avec le temps, le prix des énergies fossiles devrait augmenter. En même temps, celui des énergies renouvelables devrait diminuer, principalement grâce à des progrès techniques et à la production d’appareils en plus grande série. En attendant, les énergies renouvelables, pour progresser, sont donc dépendantes d’une aide des gouvernements. Pas de mystère : les énergies renouvelables se développent le plus rapidement là où elles sont le mieux soutenues, comme en Allemagne où leur utilisation a reçu un cadre légal. Les aides peuvent prendre plusieurs formes : subventions et aides directes ; rachat de l’électricité produite à des tarifs préférentiels plus élevés que les tarifs courants (solution imposée à EDF par le gouvernement français) ; aides fiscales aux particuliers installant chez eux des systèmes de production d’énergies renouvelables. Les limites des énergies renouvelables sont des limites physiques : la surface cultivée maximale que l’on pourra consacrer à la biomasse-énergie, le nombre d’éoliennes que l’on peut installer sur un site où le vent souffle fréquemment, la surface que l’on peut consacrer aux panneaux d’une centrale solaire… Même si beaucoup d’entre elles ont un potentiel de développement important, les énergies renouvelables ne pourront pas, dans l’avenir à moyen terme, apporter les volumes d’énergie que la planète consomme en utilisant les énergies fossiles. Le rapport WETO 2030 (World Energy, technology and climate policy outlook) de la Commission européenne prévoit même que la part des énergies renouvelables dans la consommation mondiale d’énergie va décroître progressivement de 13 % à 8 % entre 2000 et 2030, malgré le développement attendu de ces énergies nouvelles. En d’autres termes, cela signifie que notre consommation d’énergie croîtra plus vite que la production d’énergie renouvelable. Cela ne signifie pas, bien sûr, que les énergies renouvelables sont insignifiantes. Leur développement et la recherche de technologies toujours plus efficaces doivent se poursuivre. Car à plus long terme, elles prendront certainement la relève des énergies fossiles quand celles-ci seront proches de l’épuisement. Mais cela s’accompagnera de très importantes économies d’énergie et donc de changements majeurs dans nos modes de vie, de déplacement et de travail.

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Les pays qui ont choisi cette voie : Toutes les énergies renouvelables confondues représentent à peine 2,5% de la consommation mondiale d’énergie. La plus grande partie d’entre elles servent à la production d’électricité, à commencer par la principale source d’énergie renouvelable actuellement exploitée: l’hydroélectricité (2,2 % de la production mondiale). Figure 12: Production d’hydroélectricité en 2004 (milliards de kWh)

Exemple de l'énergie hydroélectrique : Quels sont les principaux pays producteurs d’énergie hydroélectrique en 2004 ? Pays

Production hydroélectrique (milliards de kWh)

Canada

334

Chine

328

Brésil

318

Etats-Unis

268

Russie

165

Norvège

108

Japon

94

Inde

84

Suède

64

Venezuela

62

France

59

Paraguay

52

Turquie

46

Italie

41

Table 5: Production d’électricité d'origine géothermique, solaire, éolienne, du bois et de la biomasse en 2004 (milliards de kWh) Les pays producteurs d’hydroélectricité en sont aussi les consommateurs, même si certains pays comme la France exportent un peu d’électricité vers les pays voisins. Par Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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continent, l’énergie hydroélectrique semble bien mieux partagée que les sources d’énergie non renouvelables. Le potentiel initial des pays développés a été largement exploité, et les possibilités de nouveaux barrages hydroélectriques y sont limitées. En revanche, au vu des chiffres, il apparaît que l’Afrique est loin d’avoir développé tout son potentiel hydroélectrique. Les principaux pays producteurs d’électricité à partir des autres énergies renouvelables sont les suivants : Pays

Production d’électricité à partir des énergies renouvelables hors hydroélectricité (milliards de kWh)

Etats-Unis

97,1

Canada

10

Mexique

8,8

Brésil

17,2

Allemagne

39,4

Espagne

21,2

Finlande

10,2

Italie

12,8

Danemark

9,7

Royaume-Uni

8,1

Suède

7,2

Pays-Bas

6,4

France

6

Japon

15

Philippines

9,8

Inde

6,4

Nouvelle-Zélande

3,8

Indonésie

6,1

Thaïlande

3,3

Australie

2,5

Chine

2,4

Table 6: Production d’électricité à partir des énergies renouvelables hors hydroélectricité en 2004 Production d’électricité à partir des énergies renouvelables en 2004 : Géothermie + solaire + éolien + bois + énergie des déchets (incinération et méthanisation)

Il s’agit majoritairement de pays développés, même si le Brésil (biomasse), les Philippines (géothermie) ou l’Inde (éolien) font figure de pionniers des énergies renouvelables parmi les pays en développement. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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À noter, la faiblesse de la présence des énergies renouvelables en Russie, et surtout en Afrique où le solaire semble pourtant une énergie prometteuse.

La recherche et les progrès techniques en vue Les principes des technologies des énergies renouvelables sont au point, mais il y a encore beaucoup à attendre de la recherche au plan de l’amélioration de l’efficacité des techniques, par exemple : améliorer les rendements des cellules photovoltaïques : on recherche des formes cristallines de silicium ou d’autres semi-conducteurs capables d’aller audelà des meilleurs rendements actuels (16%) ; apprendre à mettre en place des parcs éoliens en mer au moindre coût ; améliorer la productivité des plantes destinées aux carburants verts ; Poursuivre les essais des différents appareillages permettant de capter l’énergie des vagues et des courants marins, afin de choisir ensuite les plus efficaces avant de généraliser leur emploi ; améliorer les processus de gestion de l’énergie électrique pour mieux intégrer au réseau l’électricité issue des énergies intermittentes comme le vent et le soleil. La bonne surprise pour l’humanité pourrait venir du succès des longues recherches engagées pour maîtriser la fusion nucléaire. La fusion nucléaire peut théoriquement permettre de réaliser le rêve d’une énergie en grandes quantités et inépuisable. Mais nous n’aurons la réponse que dans une quarantaine d’années, au mieux.

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Figure 13 : Les énergies renouvelables

1.2.3. L'énergie nucléaire 1.2.3.1. Les pays utilisateurs En 2003, l’énergie nucléaire ne représente que 2 % de l’énergie primaire et 16 % de l’électricité consommées dans le monde. Dans beaucoup de pays, l’électricité nucléaire ne représente qu’un faible pourcentage de la production nationale. Dans les pays de l’OCDE, ce pourcentage est en moyenne voisin de 25 %. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Dans les pays émergents, ce pourcentage devrait progresser dans les années à venir, permettant ainsi de répondre aux énormes besoins de ces pays dont la population continue à croître rapidement. Le choix de l’énergie nucléaire est actuellement remis en cause dans un certain nombre de pays : la Belgique, l’Allemagne, la Suède. Ces pays ont dû, sous la pression de l’opinion publique, s’engager à fermer plus ou moins progressivement des réacteurs. Ils devront remplacer cette énergie par d’autres moyens de production qui restent compatibles avec le respect des engagements de Kyoto concernant les émissions de gaz à effet de serre. 1.2.3.2. Les réserves d’uranium Huit pays regroupent près de 85 % des réserves mondiales. Les réserves estimées en 2001 (réserves exploitables à un coût inférieur à 80 dollars/tonne) sont les suivantes : Pays

Réserves d’uranium en milliers de tonnes

Pourcentage des réserves mondiales

Australie

667

26,5

Kazakhstan

433

17,2

Canada

315

12,5

Afrique du Sud

231

9,2

Brésil

162

6,4

Namibie

144

5,7

Etats-Unis

104

4,1

Ouzbékistan

90

3,6

Table 7: La production d’électricité nucléaire dans le monde en 2003 (milliards de kWh) La plupart de ces pays appartiennent au monde développé, ou sont des pays émergents ou en développement qui ne font pas partie des principaux détenteurs de réserves pétrolières et gazières (à l’exception du Kazakhstan). Les réserves représentent en gros une cinquantaine d’années de consommation au rythme actuel, c'est-à-dire qu’elles sont globalement comparables à celles du gaz et du pétrole. Toutefois, elles pourraient être bien plus importantes. En effet, il est difficile d'évaluer les ressources ultimes en uranium. La prospection ne fait pas l'objet aujourd’hui d'un effort important parce que les stocks disponibles sont suffisants. Il reste donc probablement des gisements à découvrir. C’est pourquoi certains experts parlent d’ores et déjà d’une centaine d’années de réserves prouvées aujourd’hui (en gros 2 fois plus que le pétrole et 2 fois moins que le charbon). L'addition de toutes les ressources minières répertoriées dépasse un total de 17 millions de tonnes soit environ trois cents ans de consommation actuelle. Mais les conditions d'accès à ces réserves, c'est-à-dire les coûts d’exploitation, sont très différentes. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Enfin, l'exploitation de ressources en uranium non conventionnelles, par exemple dans les phosphates ou l’eau de mer, permettrait de multiplier les réserves par au moins 100. 1.2.3.3. Les réserves et l'avenir de l'énergie nucléaire Aujourd’hui dans le monde, l’industrie nucléaire fait l’objet de nombreuses controverses, souvent liées à des phénomènes irrationnels de peur. Les avantages de cette énergie sont reconnus : la puissance dégagée, le coût compétitif de l’électricité produite, la capacité à produire de l’électricité sans rejets atmosphériques. Mais le nucléaire fait peur et certains pays ont déclaré, sous la pression de l’opinion publique, qu’ils arrêteraient leurs réacteurs nucléaires.

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1.3. Les grands enjeux : quel avenir pour l'énergie ? La croissance économique, c’est quoi ? En simplifiant les choses, c’est la capacité de produire chaque année toujours plus de biens, de produits, de marchandises et de services. Et quel est le meilleur moyen d’assurer un débouché à cette production toujours croissante ? Tout simplement en apportant ces produits et ces services au plus grand nombre de personnes possible, c'est-à-dire à chacun d’entre nous. Voilà, résumé, le principe de la société de consommation dans laquelle nous vivons. Pour bien fonctionner, elle a besoin de trois éléments fondamentaux : Du consentement et de l’adhésion des personnes au système : c’est pour cela que nous travaillons et percevons un salaire. Nous pouvons ainsi acheter les produits et les services issus de notre travail et assurer le confort matériel de notre vie quotidienne. De l’argent, ce qu’on appelle du capital, pour construire, entretenir, développer les usines, unités de production et entreprises de services. Ces capitaux investis rapportent de l’argent grâce à la croissance des entreprises. Une partie de l’argent généré servira pour de nouveaux investissements productifs, et ainsi de suite. C’est le principe (très simplifié) du capitalisme, système économique qui prédomine dans la plus grande partie du monde. De l’énergie pour faire tourner le système : produire, assurer le transport et la distribution des produits, des marchandises et des services consomme de l’énergie. Le pétrole est la forme d’énergie qui a permis le développement économique rapide observé pendant les trente années qui ont suivi la Seconde Guerre mondiale (les « Trente Glorieuses ») : il est liquide et donc facile à transporter, très énergétique et, jusqu’à aujourd’hui, bon marché.

1.3.1. Des enjeux économiques : la gestion de la consommation d'énergie Notre société évolue donc dans le sens d’un accroissement de la production. Comme elle a besoin de toujours progresser, elle favorise une augmentation continue de la demande de produits et de services dans les pays développés. L’efficacité de l’utilisation de l’énergie, ce qu’on appelle l’intensité énergétique (rapport de la consommation d’énergie au produit intérieur brut, le PIB), est en amélioration constante d’année en année dans tous les secteurs (industrie, agriculture, logement et bureaux…) sauf celui des transports. Mais cela ne fait que réduire l’augmentation de la demande en énergie, sans amorcer de diminution. En même temps, notre société tend naturellement à étendre la production et l’offre de produits et de services vers les pays en développement. C’est l’exemple de la Chine et de l’Inde, où une partie de la population commence à pouvoir s’offrir des avantages matériels courants dans les pays riches. Les habitants des zones prospères de ces pays émergents Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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veulent équiper leurs habitations avec de l’électroménager moderne et avoir une voiture pour se déplacer. Ils voyagent pour leur travail et leurs loisirs. Les moyens de production de ces pays se développent pour répondre à ces besoins croissants. Tout cela augmente fortement les besoins en énergie, l’intensité énergétique restant élevée dans ces pays. Ainsi, croissance et consommation en énergie sont intimement liées. Plus la croissance va de l’avant, plus on consomme d’énergie. Mais les matières premières que l’on utilise pour produire les grandes quantités d’énergie dont nous avons besoin ne sont pas inépuisables. Et l’on ne peut pas non plus augmenter indéfiniment leurs capacités de production.

La gestion des ressources énergétiques L’enjeu des prochaines années va être de répondre à un double défi énergétique : le défi à court terme, d’ici à quelques années et au maximum dans trente ans (cela nous concerne directement !) : nous préparer au «pic de Hubbert» du pétrole. L’offre en pétrole va commencer à décroître alors que la demande sera toujours plus importante. le défi à long terme, d’ici à une cinquantaine d’années ou un peu plus (cela concerne les enfants qui naissent aujourd’hui et tous ceux qui suivront) : le début de l’épuisement définitif des énergies fossiles, le pétrole d’abord, puis le gaz une vingtaine d’années plus tard. A ce moment-là, il restera encore du charbon pour quelques dizaines d’années. Il existe plusieurs réponses possibles à ces deux défis qui nécessitent toutes des investissements si importants qu’on est obligé de faire des choix. Les différentes réponses sont les suivantes : Privilégier l’offre d’énergie, en développant toujours plus la production des énergies fossiles, en particulier le pétrole. Cette réponse est basée sur des hypothèses de réserves pétrolières optimistes. C’est la voie choisie par les EtatsUnis, suivant les recommandations en mai 2001 du National Energy Policy Report, plus connu sous le nom de rapport Cheney, du nom du vice-président des EtatsUnis. Parmi les pays industrialisés, ce choix est également celui de l’Australie. Avantages : les habitants de ces pays peuvent conserver leur mode de vie pendant quelques dizaines d’années supplémentaires. En parallèle, le fonctionnement de la société n’est pas remis en cause. Les tensions sociales sont évitées pour quelque temps. Inconvénients : les problèmes de pénurie énergétique sont reportés sur la génération suivante, c’est-à-dire ceux qui naissent aujourd’hui (ceux qui ont moins de 20 ans connaîtront tout de même ces problèmes quand ils seront âgés). Les difficultés seront alors d’autant plus épineuses qu’il n’y aura plus la marge de manœuvre que nous avons encore aujourd’hui avec la relative abondance du Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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pétrole et du gaz. D’autre part, les besoins toujours croissants en pétrole pourraient créer de graves tensions internationales dans les zones de production. Enfin, en émettant toujours plus de CO2, on prend tous les risques écologiques vis-à-vis des conséquences de l’effet de serre. Agir prioritairement sur la demande, en tentant de limiter autant que possible la consommation d’énergie. C’est la voie recommandée par l’Europe, celle de la maîtrise de la consommation d’énergie et du protocole de Kyoto. Avantages : nous répondrons ainsi de manière plus souple aux problèmes qui s’annoncent. En les anticipant, on en adoucit fortement les effets. On commence également, à hauteur des efforts consentis, à limiter les émissions de gaz à effet de serre. Inconvénients : notre manière de vivre sera remise en cause. L’abandon progressif des énergies fossiles ne se fera pas sans des changements profonds de notre société (manière de consommer, de nous déplacer, de travailler…). Développer les énergies alternatives. Cette réponse peut accompagner aussi bien le développement de l’offre en énergies fossiles que les efforts de limitation. Il existe deux grands types d’énergies alternatives : le nucléaire et les énergies renouvelables (hydroélectricité, solaire, éolien, géothermie, biomasse). Avantages : cela permet de réduire la consommation en énergies fossiles et de retarder leur épuisement. Et les énergies alternatives ne dégagent pas de gaz à effet de serre (ou alors le CO2 est recyclé, comme dans le cas des biocarburants). Inconvénients : les énergies alternatives ne suffisent pas, dans l’état de nos connaissances actuelles, à remplacer les volumes d’énergies fossiles que nous consommons aujourd’hui. Pousser la recherche des énergies du futur. Actuellement, il s’agit surtout des réacteurs nucléaires de fission, dits surgénérateurs, et de la fusion nucléaire. Avantages : si l’on parvient à les maîtriser, ces énergies seront quasiment inépuisables. Elles ne dégagent pas de gaz à effet de serre. Inconvénients : les techniques utilisées sont très difficiles à maîtriser, surtout dans le cas de la fusion. On ne sait pas encore si on y parviendra. Les éventuelles applications industrielles (centrales à fusion ou surgénérateurs opérationnels) n’existeront pas avant au moins 50 ans. Il est donc impossible aujourd’hui de compter dessus pour résoudre les problèmes de manque de pétrole qui nous attendent. Enfin, la recherche coûte très cher : le réacteur de fusion expérimental ITER coûtera près de 10 milliards d’euros pour sa construction et pour son fonctionnement pendant 20 ans. L’enjeu énergétique pour l’humanité n’est donc pas le choix de tel ou tel type d’énergie, mais celui de la maîtrise de la consommation. A court terme, cela permettrait Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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d’économiser nos réserves en énergies fossiles. Et nous pourrions mieux préparer l’épuisement, vers la fin du siècle, d’une partie des énergies fossiles (le pétrole et le gaz). Dans tous les cas cités plus haut, qu’on consomme plus ou moins de pétrole, qu’on fasse appel à l’éolien et au solaire plutôt qu’au nucléaire ou inversement, il faut nous préparer à des changements dans notre manière de vivre, dans le sens d’une plus grande économie de l’énergie que nous consommons directement (déplacements motorisés, chauffage, électricité…) ou indirectement (eau potable, produits de consommation courante, transports routiers internationaux…). Et plus tôt on le fera, mieux ça se passera. Pour l’instant, malgré le protocole de Kyoto, on n’en prend pas vraiment le chemin ! Le tableau qui suit présente les prévisions mondiales dans le domaine de l’énergie du rapport WETO (World Energy, Technology and Climate Policy Outlook) établi par la Commission européenne en 2003. 1990

2010

2030

Population, milliards d’habitants

5,2

6,9

8,2

Consommation d’énergie, tep/hbt

1,7

1,8

2,1

Consommation d’électricité, kWh/hbt

1,8

2,4

3,7

13%

11%

8%

4

4,3

5,5

Charbon et lignite

1 901

2 931

4 757

Pétrole

3 258

4 250

5 878

Gaz naturel

1 754

2 860

4 340

Nucléaire

509

799

872

Hydroélectricité et géothermie

193

290

392

Bois et déchets

904

949

900

Eolien, solaire et petite hydroélectricité

11

30

73

Part des énergies renouvelables dans la consommation totale d’énergie Emissions de CO2, tonnes/hbt Production d’énergie, millions de tep

Table 8: Prévisions mondiales dans le domaine de l’énergie du rapport WETO établi par la Commission européenne en 2003. N.B. hbt = habitant, tep = tonne équivalent pétrole, kWh = kilowatt/heure

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1.3.2. La géopolitique du pétrole et des énergies La géopolitique étudie les relations entre la géographie et la politique des Etats. Elle s’applique aussi aux matières premières énergétiques. Et tout particulièrement au pétrole, qui est devenu au XXe siècle une matière première stratégique. Stratégique, parce qu’importante pour le fonctionnement de l’économie et de la société mais aussi, parce qu’il y a des risques quant à son approvisionnement. Jusqu’à aujourd’hui, le pétrole est resté abondant et relativement bon marché. Nous n’avons pas connu de pénurie, sauf en temps de guerre comme pendant la Première Guerre mondiale, quand les Allemands coulaient les navires américains qui approvisionnaient en pétrole les alliés de la Triple Entente (Angleterre, France, Russie). La pénurie de pétrole la plus récente date de 1974. En octobre 1973, éclate la guerre entre Israël et les pays arabes (guerre du Kippour/Ramadan). Le 17 octobre, les pays arabes producteurs de pétrole décident d’un embargo pétrolier contre les soutiens d’Israël (Etats-Unis, Portugal, Pays-Bas, Afrique du Sud et Rhodésie). Cet embargo sera levé en juillet 1974, après avoir échoué. En effet, les grandes compagnies pétrolières, maîtresses des flux d’approvisionnement mondiaux en pétrole, avaient réparti la pénurie entre tous les pays industrialisés, ceux visés par l’embargo comme les autres. Pendant les 30 dernières années, les pays développés se sont habitués à cette situation d’abondance. Le pétrole et le gaz bon marché ont rendu toutes les énergies alternatives comparativement chères. Par ailleurs, la dépendance des pays consommateurs envers les producteurs d’hydrocarbures a augmenté. Le modèle de développement économique unique, celui de la société de consommation, a tendance à se généraliser, même dans le dernier grand pays à système politique communiste qu’est la Chine. Il a pour conséquence la mondialisation : les pays émergents et les pays en voie de développement sont eux aussi dépendants du pétrole des pays producteurs.

Les défis du futur Ainsi aujourd’hui, alors que le pic de Hubbert approche, l’ensemble du monde sera affecté par la diminution de l’offre qui va se produire. Et une pénurie pourrait aussi avoir lieu si une crise grave secouait un producteur majeur en amenant une chute brutale de sa production. Face à ce double défi, deux politiques peuvent être menées par les pays disposant des moyens financiers pour agir : réduire leur dépendance envers le pétrole en développant les énergies alternatives (charbon, nucléaire, énergies renouvelables) et surtout en réalisant d’importantes économies d’énergie ; et/ou sécuriser leurs approvisionnements.

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Les pays en voie de développement, de leur côté, disposent de « gisements » d’énergies nouvelles importants (solaire, éolien, géothermie, hydroélectricité…) pour la production d’électricité. Mais ils ont besoin de l’aide des pays riches : d’une part pour acheter et utiliser ces technologies qui coûtent cher à l’investissement ; également pour acheter le matériel et les appareils permettant d’utiliser cette électricité (à quoi sert l’électricité si on n’a rien pour s’en servir ?) ; d’autre part pour former du personnel compétent dans ces domaines techniques, pour assurer par exemple la distribution et la maintenance de tous ces types de matériels. Une analyse de la géopolitique des hydrocarbures permet de dégager deux grands ensembles : Le Moyen-Orient, très riche en pétrole et en gaz, se trouve loin des consommateurs européens et encore plus loin des Etats-Unis et du Japon. Il est caractérisé par une grande diversité de pays, de peuples, de religions et de régimes. Il a connu une histoire complexe depuis l’Antiquité jusqu’à aujourd’hui. C’est une zone où les risques de conflits demeurent nombreux mais qui possède aussi, heureusement, des facteurs de stabilité comme l’OPEP (Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole). Cette organisation de producteurs comprend de nombreux pays du Moyen-Orient et joue un rôle important dans la bonne gestion de la production pétrolière mondiale et, surtout, dans la stabilisation des prix. L’autre grande zone riche en hydrocarbures - la Russie et les deux pays riverains de la mer Caspienne orientale, le Kazakhstan et le Turkménistan peut alimenter naturellement à l’ouest l’Europe et à l’est le Japon, la Corée du Sud et la Chine. Mais l’approvisionnement restera dépendant de la volonté de la Russie, qui peut choisir, en cas de déficit de production par rapport à la demande, de privilégier l’approvisionnement de l’Europe ou, au contraire, celui de l’Extrême-Orient. Certains tentent de s’affranchir de ce contrôle : par exemple, pour contourner le réseau russe, BP et ses associés ont construit un oléoduc reliant Bakou en Azerbaïdjan au port turc de Ceyhan. Une partie du pétrole kazakh devrait aussi emprunter cet oléoduc, échappant ainsi au contrôle russe. On trouve du pétrole et du gaz ailleurs que dans ces deux grandes zones, mais ces régions possèdent moins de réserves. L’Amérique du Sud, et en particulier le Venezuela, exportent leur brut plutôt vers l’Amérique du Nord, en raison de leur proximité géographique et des gros besoins des Etats-Unis ! La géopolitique des autres sources d’énergie pose moins de problèmes. Le charbon est beaucoup mieux réparti dans le monde, et les grands consommateurs sont en général aussi de gros producteurs. Quant à l’uranium, l’essentiel des réserves sont détenues par des pays riches (Australie, Canada, Etats-Unis). Et surtout, pour ces deux ressources, le pic de Hubbert est beaucoup plus éloigné dans le temps que pour le pétrole et le gaz. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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L’accès aux ressources en charbon et en uranium ne devrait pas faire l’objet de tensions internationales avant longtemps. Les barrages hydroélectriques placés sur des grands fleuves traversant plusieurs pays peuvent créer des tensions. Ainsi, la Syrie et l’Iraq protestent contre les projets turcs en cours : la construction de 22 barrages sur le Tigre et l’Euphrate. Les conséquences étant une réduction du débit de ces deux fleuves en aval des barrages, cela diminuerait les disponibilités en eau pour les agriculteurs et provoquerait des atteintes à l’équilibre écologique des fleuves et leurs rives. Sans compter des risques de rupture d’un barrage dans un pays à forte séismicité comme la Turquie, qui menacent tous les habitants en aval. En revanche, ces barrages permettraient de régulariser le cours des deux fleuves ce qui sera favorable aux paysans.

1.3.3. Le pic de Hubbert Le pic de Hubbert découle de règles établies par le géologue américain King Hubbert en 1956. À partir de toutes les données de production, de réserves, d’historique des découvertes d’une matière première donnée, il est possible de prévoir la courbe de production mondiale de cette matière première. Elle prend une forme proche d’une Gaussienne (distribution normale), avec une croissance jusqu’à un pic de production audelà duquel elle décroît inéluctablement. King Hubbert s’est rendu célèbre en prévoyant le pic de production aux Etats-Unis pour 1970, prédiction qui a été confirmée dans les faits. Plus que l’épuisement complet des ressources pétrolières, qui n’interviendra pas au moins avant 50 ans, c’est la date du pic de Hubbert qui nous intéresse. Deux écoles d’experts s’affrontent sur cette date : Les optimistes : pour eux, c’est dans vingt à vingt-cinq ans, voire trente ans. Leurs arguments ? Les réserves pétrolières mondiales sont sous-évaluées. Il reste des zones vierges regorgeant de pétrole (grands fonds océaniques, zones polaires). Les sables bitumineux encore peu exploités apporteront aussi de nouvelles réserves. Et surtout, les progrès techniques vont permettre de récupérer beaucoup plus que les 30 % de récupération moyenne du pétrole contenu dans le sous-sol. Nos meilleurs gisements futurs, ce sont ceux qui existent déjà ! Les pessimistes : ils voient le pic dans les cinq ans à venir. Leurs arguments ? Les réserves mondiales de pétrole sont surévaluées. La preuve, les réserves de pétrole de plusieurs pays du Moyen-Orient ont augmenté de 50 % dans les années 1980 au moment de la mise en place de la politique des quotas de l’OPEP sans qu’aucune découverte majeure ne le justifie. Les pétroles polaires sont un leurre car ils sont trop chers à produire. Le traitement des sables bitumineux est très gourmand en énergie et représente une catastrophe écologique. Croire à une amélioration extraordinaire des facteurs de récupération, c’est croire au Père Noël !

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Pour ce qui est du gaz, le pic de Hubbert est décalé de quinze ans par rapport à celui du pétrole.

Figure 14: Le pic de Hubbert

1.3.4. L'homme et la planète Au XXe siècle, jusqu’au début des années 1970, on pensait que les relations entre l’homme et la terre étaient harmonieuses. On croyait fermement que les ressources en matières premières et en énergies seraient maintenues pour longtemps. La prise de conscience des limites des réserves en énergie fossile ne s’est ensuite imposée que peu à peu. Le principal danger qu’on envisageait était une démographie galopante (doublement de la population mondiale tous les 40 ans). Avec, rapidement, dès le milieu du XXI e siècle, l’impossibilité de nourrir tous les habitants de la planète. Cette crainte est maintenant dissipée. Le rythme de croissance de la population a beaucoup diminué. Nous sommes aujourd’hui 6,5 milliards d’habitants sur terre, et cette population devrait se stabiliser à environ 10 milliards avant la fin du siècle. Mais d’autres risques sont apparus entre-temps, vers la fin des années 1980, concernant des « matières » que l’on pensait inépuisables et sans valeur particulière : l’air, l’eau, les forêts, la faune et la flore. L’air ? La pollution de l’air par les résidus de nos activités (ozone, SO2, oxydes d’azote, fumées…) met en danger notre santé, même si des mesures sont prises pour les limiter au maximum : les normes concernant les rejets de polluants dans l’atmosphère sont de plus en plus sévères. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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En Europe, elles sont fixées par des directives de l’Union européenne (UE) et elles évoluent en permanence : par exemple, en décembre 2003, l’UE, les Etats-Unis, le Japon et la Chine ont conclu un accord concernant les problèmes de pollution par les moyens de transport. Les recherches dans le cadre de cet accord permettront de fixer de nouvelles normes antipollution dans ces pays. L’augmentation du taux de gaz à effet de serre dans l’atmosphère menace de changer radicalement le climat de la planète. L’eau ? Avec la croissance démographique, l’accès à l’eau potable devient problématique dans de nombreux pays : 1,2 milliard d’êtres humains en sont privés et 2,5 milliards n’ont pas accès à des structures d’assainissement. Par an, 8 millions de personnes meurent pour avoir consommé de l’eau contaminée. Les agences de l’ONU ont toutes une composante « ressources en eau » dans leurs programmes, mais il n’existe pas d’organisme onusien en charge des problèmes de l’eau. Deux institutions travaillent sur le sujet : le CME (Conseil mondial de l’eau), créé en 1996 et basé à Marseille, et le PME (Partenariat mondial pour l’eau). Le CME regroupe, en 2005, 330 membres : gouvernements, multinationales, ONG, centres de recherche, fondations, banques… L’objectif des deux organismes est le même : réfléchir aux problèmes de l’eau dans le monde et penser une politique de gestion des ressources en eau. Produire de l’eau potable ne pose pas de problèmes techniques insurmontables : on utilise des stations d’épuration ou on dessale de l’eau de mer. Mais cette dernière solution est très coûteuse en énergie. Une première solution consisterait à limiter les gaspillages. Par exemple, le Worldwatch Institute, organisme de recherche américain interdisciplinaire qui a pour vocation l’étude des problèmes environnementaux au niveau mondial, fondé en 1974, estime, dans son rapport 2004, que les pertes en eau potable par gaspillage et fuites sont de 30 % à Paris et de 50 % ailleurs en France. Les forêts ? Leur disparition s’accentue dans les pays où elles étaient tellement vastes qu’on ne s’est pas inquiété au départ de leur exploitation : en Amazonie brésilienne, en Indonésie… La faune et la flore ? On s’aperçoit aujourd’hui que le mal est beaucoup plus profond que le risque de disparition de quelques animaux emblématiques : panda géant, léopard des neiges, tigre de Sumatra… Ce sont des espèces qui disparaissent par milliers, à un rythme beaucoup plus rapide que celui des disparitions naturelles. La biodiversité semble menacée. Tous ces problèmes sont dus aux effets de l’activité humaine. Cela est évident pour les forêts et la pollution. La plupart des experts indépendants considèrent que c’est aussi le cas pour le changement climatique.

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1.3.4.1. Énergie et environnement: les enjeux Pendant la seconde moitié du XX e siècle, la température moyenne de l’atmosphère terrestre a augmenté de 0,5°C. Cela semble peu, mais les scientifiques pensent que cette augmentation a déjà eu des conséquences : la multiplication des années records : 1999, 2002, 2003 et 2004 ont été les quatre années les plus chaudes depuis le début des enregistrements météo au XIX e siècle (étude de James Hansen, du Goddard Institute for Space Studies de la NASA) ; une augmentation du nombre de catastrophes naturelles, toutes causes confondues : o 10 à 20 par an de 1900 à 1960, o 70 à 80 par an de 1960 à 1980, o 160 à 220 par an de 1980 à 1990, o 350 à 400 par an entre 1990 et 2000, soit un doublement par rapport à la période des dix années précédentes. Parmi toutes ces causes, le nombre de tremblements de terre reste assez stable de 1980 à 2000, tandis que la fréquence des cyclones et des inondations augmente. Ce sont bien les catastrophes liées au climat qui deviennent plus nombreuses ; un relèvement du niveau des mers de 10 à 20 cm ; le déplacement d’espèces tropicales vers le Nord : barracudas le long des côtes françaises, poissons tropicaux africains en Méditerranée… Et aussi la modification du comportement des oiseaux migrateurs : migrations retardées, raccourcies en distance ou même annulées, etc. Les scientifiques pensent que ce réchauffement est très probablement dû à l’émission massive de gaz à effet de serre par les activités humaines. Ces émissions proviennent surtout de notre consommation en énergies fossiles. 1.3.4.2. Les gaz à effet de serre L’effet de serre, qu’est-ce que c’est ? C’est un phénomène naturel ! La Terre reçoit son énergie du Soleil sous forme de chaleur et de lumière. Une partie de l’énergie qui entre dans l’atmosphère y est absorbée, et le reste réchauffe la Terre. Celle-ci ne conserve pas cette énergie et la renvoie vers l’extérieur sous forme de rayonnement infrarouge. Ce sont les gaz à effet de serre naturels, la vapeur d’eau et le dioxyde de carbone (CO2), qui retiennent une partie de ces infrarouges tandis que le reste repart vers l’espace. Ces infrarouges réchauffent ainsi l’atmosphère : s’il n’y avait pas de vapeur d’eau ni de CO2, la température moyenne sur Terre serait de -18°C. Grâce à eux, elle est de + 15°C. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Dans une serre, pour accélérer la croissance des plantes, les maraîchers augmentent la température ambiante en saturant l’air en vapeur d’eau.

Pourquoi l’effet de serre est-il devenu un problème ? Si la quantité de CO2 dans l’atmosphère augmente, alors l’atmosphère retient plus d’infrarouges et la température s’élève. Sur Vénus, qui ne reçoit pas beaucoup plus d’énergie du Soleil que la Terre, l’atmosphère ne contient quasiment que du CO2 : sa température moyenne est de + 420 °C ! En brûlant de grandes quantités d’énergies fossiles (charbon, pétrole, gaz), l’homme augmente peu à peu la concentration de l’atmosphère en CO2. Et ses activités émettent d’autres gaz avec un grand pouvoir d’effet de serre : Le méthane CH4, produit par les décharges d’ordures, la culture du riz et les pets des vaches. Durée de vie dans l’atmosphère : 12 ans, effet de serre 21 fois plus fort que CO2. Le protoxyde d’azote N2O (le gaz hilarant), provenant des engrais azotés. Durée de vie dans l’atmosphère : 150 ans, effet de serre 310 fois plus fort que CO2. Les gaz fluorés comme les CFC, utilisés comme réfrigérants dans les climatiseurs et dans les bombes aérosols. Durée de vie dans l’atmosphère : 120 ans, effet de serre 16 000 fois plus fort que CO2. L’hexafluorure de soufre SF6, utilisé comme détecteur de fuites et comme isolant. Durée de vie dans l’atmosphère : 50 000 ans, effet de serre 24 000 fois plus fort que CO2. Qui est responsable ? Principalement les pays industriels développés. L’arrivée récente de pays émergents parmi les émetteurs de gaz à effet de serre (GES) ne fait qu’accentuer le problème. Un Américain émet en moyenne environ 20 t de CO2 par an, un Russe 2 fois moins, un Français 3 fois moins, un Chinois 10 fois moins et un Indien 20 fois moins. (Source: Ministère de l'écologie et du développement durable). Quels sont les secteurs qui produisent des GES ? Si l’on prend l’exemple de la France : le transport routier pour 25 % ; l’industrie pour 20 % ; l’agriculture pour 19 % ; les résidences, bureaux, commerces et administrations pour 18 % ; Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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la transformation d’énergie pour 13 % ; la mise en décharge des déchets pour 3 % ; les transports non routiers (hors transport aérien international) pour 2 %.

Quelles sont les solutions ? La seule solution vraiment réaliste, c’est une diminution très importante et aussi rapide que possible des émissions de CO2. Le niveau théorique de stabilisation de la quantité de CO2 dans l’atmosphère correspond à une émission 0,5 t de CO2 / an / habitant, c’est-àdire à peu près la moitié de ce que génère un Indien aujourd’hui, ou encore un aller-retour Paris - New York par avion, ou 1 500 km en 4 x 4 ! Le protocole de Kyoto est un premier pas dans le sens de la réduction des émissions de GES. 1.3.4.3. Le développement durable Les Nations-Unies défendent le droit pour chaque être humain vivant aujourd’hui et dans le futur d’accéder à l’eau potable, à une nourriture suffisante et équilibrée, aux soins indispensables, à l’éducation et à la démocratie. C’est la base minimale de ce qu’on appelle le développement durable, c’est-à-dire le bien-être des générations présentes sans compromettre celui des générations à venir. Aujourd’hui, sur une population de plus de 6 milliards d’habitants, 1,2 milliard gagnent moins d’un dollar par jour et 3 milliards moins de deux ! Parmi eux, beaucoup ne bénéficient pas de l’ensemble de ces droits défendus par les Nations-Unies. Pendant ce temps, dans les pays riches, tout ce qui nous entoure nous dit : « Le bien-être, c’est de pouvoir s’acheter en permanence toutes sortes de nouvelles choses ». Pour alimenter cette société hyper consommatrice de biens et de marchandises, la consommation d’énergie doit rester à un niveau très élevé et toujours augmenter, c’est une donnée imparable. Très élevé ou… trop élevé ? Au rythme actuel, l’épuisement de la plus grande partie de nos réserves en énergies fossiles est prévisible avant la fin du XXIe siècle. Mais les problèmes de renchérissement et de déficit d’énergie disponible se présenteront sans doute bien avant.

Croissance ou décroissance ? Certains prévisionnistes pensent qu’avant de nous trouver coincés par la réalité physique des limites de nos ressources et d’entrer dans une période de récession forcée, les pays riches pourraient réfléchir aux possibilités de s’engager dans une société de décroissance, en réalisant que le bonheur humain peut être autre chose que l’abondance de biens de Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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consommation… tout en réservant la croissance à ceux qui n’ont pas encore pu obtenir les droits fondamentaux de l’être humain. Mais une société de décroissance reste entièrement à définir et nécessiterait des bouleversements que nous ne sommes peut-être pas prêts à accepter. D’autres ne sont pas convaincus de l’imminence des difficultés et ne voient aucune raison de remettre en cause les orientations économiques de notre monde. Pour eux, la croissance continue reste le meilleur moyen de lutter contre la pauvreté et le chômage. Ils pensent que les progrès scientifiques et techniques à venir résoudront les problèmes avant que les énergies fossiles ne viennent à manquer. L’avenir proche, probablement d’ici à une trentaine d’années, aura donné raison aux uns ou aux autres. En attendant, à chacun d’entre nous de réfléchir, de décider et, peut-être, d’appliquer le fruit de nos réflexions au quotidien, qu’elles aillent dans un sens ou un autre. L’essentiel, avant tout, c'est de comprendre et d’analyser les données du problème, les risques et les espoirs. Lire, beaucoup lire, et écouter, rejeter les simplifications (une bonne prise de tête… mais utile !). Voilà un travail personnel qui s’impose si on s’intéresse à son avenir. Grâce au savoir et à la réflexion, on est toujours mieux armé pour répondre aux défis et aux enjeux de la vie. 1.3.4.4. Les risques industriels Toutes les activités humaines peuvent être à l’origine d’accidents. Elles comportent une part de risque. C’est vrai dans la vie de tous les jours : en voiture, sur un terrain de sport, à la mer… C’est même vrai à la maison, puisqu’il y a chaque année 18 000 morts par accidents domestiques en France. Dans les activités qui font appel à des technologies, c’est la même chose : il n’y a pas de « risque zéro ». Dès que l’homme décide de produire, de transporter ou de façonner la matière à son profit, des risques apparaissent. Le risque technologique, c’est la possibilité qu’un événement accidentel se produise sur un site qui met en jeu des produits ou des procédés dangereux. Ces produits, ces procédés peuvent amplifier les conséquences de l’accident. Le personnel d’une usine, les riverains ou même l’environnement sont alors susceptibles d’être touchés, parfois de manière dramatique. Il est donc essentiel de pouvoir mesurer ces risques, pour mieux les prévenir.

Mesurer les risques technologiques Où risque-t-on le plus ? Les activités qui présentent un risque technologique. Toutes les activités industrielles génèrent des risques, principalement liés aux produits stockés ou fabriqués :

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les industries minières, qui présentent des risques d’exploitation (effondrements, coups de grisou et coups de poussier dans les mines de charbon…) et celles qui utilisent des produits très toxiques (sels de mercure, cyanures…) ; les centrales nucléaires, où sont manipulées et produites des matières très radioactives. Les mesures de sécurité y sont les plus sévères, pour prévenir par exemple le risque de fusion du cœur d’un réacteur, ou d’une émission de matières radioactives dans l’atmosphère ; les industries chimiques, produisent ou utilisent des substances souvent dangereuses en grandes quantités. Ces produits servent à la fabrication de plastiques, de produits pharmaceutiques, d’engrais, parfois d’explosifs… Ils présentent dans certaines conditions des risques d’explosion ou d’émission de substances toxiques ; les industries pétrolières et pétrochimiques, produisent, stockent et transforment le gaz, le pétrole et tous ses dérivés. Elles doivent prévenir des risques d’incendie, d’explosion, de pollution marine et de pollution des sols ; les industries sidérurgiques, traitent les dérivés des métaux à très hautes températures et peuvent présenter un risque d’explosion avec projection de matières en fusion ; les grands barrages hydroélectriques, avec les risques de rupture et de submersion de l’aval ; et d’autres lieux, comme les grands silos à grains où peuvent se produire des explosions dues à l’inflammation des poussières…

Que risque-t-on ? Savoir mesurer les conséquences d’un accident technologique… Un accident industriel peut provoquer trois types d’effets : Les effets mécaniques : une explosion provoque une onde de choc, à l’origine d’une brusque surpression. Les spécialistes calculent la surpression engendrée, et déterminent ainsi ses risques sur la santé (tympans, poumons…) et sur les biens. Les effets thermiques : ils sont liés à la combustion d’un produit, parfois accompagnée d’une explosion. Les conséquences sur l’homme, brûlures aux 1er, 2e et 3e degrés, sont déterminées par calcul de la quantité de chaleur reçue par unité de surface. Les effets toxiques : ils correspondent à l’inhalation, l’ingestion ou le contact avec la peau ou les muqueuses d’une substance irritante, nocive ou toxique. Sur la santé humaine, ces effets peuvent être immédiats (toxicité aiguë) ou sur le long terme (toxicité chroniques), et vont du bénin (substances irritantes) au mortel (substances toxiques). Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Comment estime-t-on les conséquences d’un accident technologique ? La gravité d’un accident technologique se définit en tenant compte à la fois de la gravité de ses effets (cf. plus haut) et de l’espace affecté par ces effets. Par exemple, un effondrement au fond d’une mine n’affecte pas le même espace qu’un accident de transport ferroviaire. En février 1994, l’Union européenne a décidé d’adopter « l’échelle européenne des accidents industriels ». Cette échelle est très précise et basée sur 18 paramètres permettant de caractériser les effets et les conséquences des accidents. On dénombre ainsi : 2 paramètres relatifs aux quantités de matières dangereuses (Q), 7 paramètres relatifs aux aspects humains et sociaux (H), 5 paramètres concernant les conséquences sur l’environnement (Env), 4 paramètres se rapportant aux aspects financiers (€). Pour chacun de ces paramètres, il existe une échelle de 6 niveaux qui permet de quantifier la gravité des effets d’un accident industriel. Pour autant, les activités industrielles ne sont pas des « chaudrons du diable » : Ces activités ont un sens. Elles fournissent des produits qui nous sont nécessaires dans notre quotidien (énergie, alimentaire, matières plastiques, engrais, produits pharmaceutiques…) Il est donc essentiel d’en prévenir les risques. La prévention est une nécessité pour la santé publique. La protection des personnes et la sécurité des installations sont des préalables à la performance.

Prévenir les risques industriels a) Quelles sont les réglementations en vigueur ? En France comme dans de nombreux pays, l’Etat donne un cadre juridique aux mesures de prévention des risques technologiques. Suivant le type de produits stockés ou fabriqués, les entreprises dont les activités comprennent une part de risque sont classées selon trois niveaux de dangerosité : les entreprises soumises à déclaration, qui peuvent présenter des risques ou des nuisances faibles. On en compte 450 000 en France, de la porcherie à la petite unité de stockage de gaz, en passant par la fabrique de bougies. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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les entreprises soumises à autorisation, sont celles qui peuvent rencontrer des risques importants. Par exemple, les unités stockant plus de 1,5 t d’ammoniac, des dépôts de papiers et cartons… On en dénombre 61 300 en France. les entreprises soumises à autorisation avec servitude d’utilité publique (on les appelle couramment « les entreprises classées Seveso »). Dans ce cas, les risques sont très importants, et nécessitent de maîtriser l’urbanisation autour du site. C’est le cas d’entreprises employant ou stockant plus de 20 tonnes de substances très toxiques ou d’autres sites à risques. Il y en a 1 239 en France. Dans chacun de ces cas, l’entreprise présente son activité au Préfet qui notifie les mesures de sécurité à prendre. Afin de définir à quel niveau de dangerosité le site appartient, on utilise la « nomenclature ICPE » (Installations Classées pour la Protection de l’Environnement). Ce texte définit des seuils de quantités de produits et des types d’activité, à partir desquels l'entreprise est soumise à tel ou tel des trois régimes. Enfin, depuis juillet 2003, et la loi dite « Bachelot » sont mis en place progressivement des Plans de Prévention des Risques Technologiques (PPRT). Cette loi renforce la législation sur les risques industriels en mettant en place : des Comités Locaux d’Information et de Concertation (CLIC) qui informent le public et l’associent à la prévention des risques industriels ; des mesures de protection des riverains si leurs bâtiments ne les protègent pas en cas d’accident ; des mesures de maîtrise de l’urbanisme qui limitent la construction d’habitations autour des sites. Elles peuvent aussi agir sur l’urbanisation existante pour mettre à l’abri ou déplacer les populations déjà présentes. En Europe, il existe une directive sur les risques industriels : la directive SEVESO de 1982. Elle est complétée depuis 1996 par la directive 96/82/CE dite SEVESO 2 : De nouveaux produits ont été ajoutés à la liste des substances dangereuses. La législation ne vise plus seulement une installation particulière au sein d'une usine, mais la totalité du site, dès lors qu’au moins une des installations est « classée SEVESO ». Cette réglementation met en place deux seuils de classement, en fonction des substances stockées et de leur quantité. Les directives SEVESO visent aussi à un meilleur échange d’informations entre les Etats membres et accordent beaucoup d’attention aux effets transfrontaliers potentiels d’accidents graves Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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A l’échelle internationale, la prévention des risques technologiques passe par : la Convention no 174 de l’Organisation internationale du travail (OIT) sur la prévention des accidents industriels (Genève, 1993), la Convention de la Commission économique des Nations Unies pour l’Europe (CEE-Onu) sur les effets transfrontaliers des accidents industriels (Helsinki, 1992).

b) Que font les industriels eux-mêmes pour limiter les risques technologiques ? Pour les industriels, la prévention des risques est essentielle. Pour bien travailler, il faut un milieu sécurisé où l’on se sente en confiance. Il faut avant tout évaluer les risques auxquels l’entreprise s’expose, et mesurer leurs effets. Il faut ensuite réduire les risques à la source. Pour ce faire, on met en place des procédures de manipulation des produits, des installations sécurisées, des systèmes de surveillance et de détection ainsi qu’une formation rigoureuse des employés. Enfin, on effectue des contrôles sévères de l’application de toutes ces mesures de sécurité. Puis il faut mettre en place des procédures à appliquer si un accident survenait, afin d’en combattre les effets le plus rapidement possible. Il s’agit d’installations anti-incendie (lances, extincteurs…), d’équipements limitant les effets d’une explosion (merlons de protection, rideaux d’eau…) ou d’une pollution (installations étanches…) et de plans d’évacuation des populations concernées. Pour assurer la sécurité des sites et le contrôle des opérations et des installations, il existe des équipes de secours spécialement dédiées à la sécurité sur tous les sites industriels. Ces équipes d’intervention ont deux missions essentielles : assurer la sécurité de chaque employé au poste de travail (c’est ce qu’on appelle la « sécurité opérationnelle ») et protéger les installations industrielles (c’est ce qu’on appelle la « maîtrise des risques technologiques »).

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2. LE PÉTROLE ET LE GAZ Le pétrole a été une chance formidable pour l’homme. C’est le concentré d’énergie parfait : liquide, il est facilement transportable. Et en le brûlant en petites quantités, on obtient suffisamment d’énergie pour faire tourner des moteurs qui entraînent toutes sortes de véhicules et permettent à toutes sortes de machines de fonctionner. De plus, on peut le transformer en une grande quantité de produits qui sont devenus les matières premières de notre environnement quotidien : plastiques, textiles synthétiques… et bien d’autres produits divers et variés. Le gaz naturel, qui appartient à la même famille que le pétrole, celle des hydrocarbures, l’accompagne systématiquement dans tous les gisements. Le gaz naturel est aussi un combustible très énergétique, et certains de ses composants servent également à fabriquer des polymères à la base de bien des produits courants. Mais cette chance du pétrole et du gaz est devenue aussi l’un des grands défis d’aujourd’hui. La consommation toujours plus importante d’hydrocarbures menace les équilibres écologiques de notre planète, en particulier ceux du climat terrestre. Des solutions devront être trouvées dans les prochaines années et cela concernera chacun d’entre nous. Comment ces hydrocarbures se sont-ils formés ? Où les trouve-t-on ? Comment les extrait-on et les traite-t-on ? Les réponses sont dans les pages qui suivent ! Vous y trouverez aussi des renseignements sur le commerce des hydrocarbures et sur les agents du secteur pétrolier : grandes compagnies pétrolières, organismes de recherche… Prêt pour la découverte de ce monde un peu spécial mais quand même passionnant ? C’est parti !

2.1. Les énergies fossiles : un long voyage dans le temps D’où viennent les hydrocarbures ? C’est une énergie fossile. Bon, d’accord, mais d’où viennent les énergies fossiles ? Elles se sont formées il y a très longtemps et très lentement grâce à des animaux et à des plantes morts. OK, mais d’où venaient ces animaux et ces plantes ? Ils se sont développés grâce à l’énergie du Soleil. Je veux bien, mais alors d’où vient le Soleil ? Comme les petits enfants qui enchaînent les questions dès qu’on leur donne une réponse, on en arrive vite à la question qui reste enfouie au fond de chacun d’entre nous. D’où venons-nous ? Et, dans le fond c’est la même interrogation, d’où vient notre monde ? Essayons donc de répondre en commençant par le commencement : d’où vient notre Univers ? Puis nous parlerons de notre planète dans le système solaire et du miracle de l’apparition de la vie et des centaines de millions d’années qu’il a fallu attendre pour la voir évoluer jusqu’à nous.

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2.1.1. La théorie du Big Bang Une nuit d’été à la campagne, loin des lumières de la ville, nous avons tous contemplé, allongés sur le dos, le ciel étoilé. En rêvant à cet immense Univers où notre Soleil n’est qu’une petite tête d’épingle parmi des milliards et des milliards d’autres. Et où notre personne, tout petit assemblage de matière qui pense, a finalement son rôle à jouer dans le concert des étoiles. Car toute cette matière, l’infime partie dont chacun de nous est fait, comme les énormes masses des soleils géants, a probablement la même origine. L’Univers est un tout ! On a réussi à lui donner un âge. L’Univers a 14 milliards d’années, il est trois fois plus vieux que la Terre elle-même ! Il est né d’un événement extraordinaire, difficilement concevable pour nos cerveaux humains : le big bang. Tout l’Univers actuel rassemblé en un seul point microscopique qui grandit en entraînant dans toutes les directions, à des vitesses fantastiques, des quantités inimaginables de matière et d’énergie. Pour aboutir, après cette formidable expansion qui se poursuit toujours, à ce que nous observons aujourd’hui dans le ciel : environ 100 milliards de galaxies contenant ellesmêmes plusieurs dizaines de milliards d’étoiles chacune, et qui globalement s’éloignent inexorablement les unes des autres.

Figure 15 : Génèse de l'Univers Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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2.1.2. Notre système solaire et la planète Terre A l’échelle de l’âge de l’Univers, la création de notre Soleil est plutôt récente. C’est en effet il y a cinq milliards d’années, à la périphérie de notre galaxie, la Voie lactée, qu’une énorme masse gazeuse d’hydrogène s’est concentrée, ramassée sur elle-même sous l’effet de la gravitation pour former notre astre solaire. En même temps, la pression et la température de cette gigantesque sphère de gaz augmentaient, jusqu’à déclencher les réactions nucléaires de fusion des atomes d’hydrogène qui libèrent les énormes quantités d’énergie, de chaleur et de lumière dont notre planète profite pour se chauffer et entretenir la vie. On pense que les planètes se sont formées en même temps ou peu de temps après le Soleil. Les planètes externes géantes (Jupiter, Saturne…) sont principalement formées de gaz qui n’ont pas atteint la masse suffisante pour devenir une étoile. Les planètes internes proches du Soleil (la Terre, Mars, Vénus…) sont dites telluriques car elles sont composées de matière rocheuse, agglomérats de poussières cosmiques, de glace et de matière lourde expulsée par le Soleil. Tout cela toujours sous l’effet de la gravitation. Notre Terre est âgée de 4,6 milliards d’années. Son atmosphère primitive était principalement composée d’azote, de dioxyde de carbone et de vapeur d’eau. Cette vapeur d’eau, en se condensant, a donné naissance à un océan primitif (le Iapetus), entourant un continent unique (le Gondwana). En regardant la carte du monde, on voit que les choses ont bien changé depuis : c’est l’effet de la tectonique des plaques.

Pangée du Trias

Fin du Trias

Fin du Jurassique

Fin du Crétacé

Aujourd’hui

Les 12 plaques

Figure 16 : La tectonique des plaques Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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2.1.3. Les origines de la vie On trouve des traces très anciennes d’activité bactérienne (les stromatolithes) dans certaines roches calcaires vieilles de 3,85 milliards d’années. Pour notre Terre âgée de 4,6 milliards d’années, l’apparition de la vie a donc été rapide !

Figure 17: Echelle des temps géologiques. D’où vient la vie ? Cela reste encore un mystère. Jusqu’au XIXe siècle, les scientifiques croyaient en la génération spontanée. « Enfermez dans un récipient hermétiquement clos une chemise sale, des graines et un bout de vieux fromage et au bout de quelque temps, vous y trouverez une souris » écrivait très sérieusement le médecin belge Jan Batist Van Helmont en 1650. Ce sont les expériences de Louis Pasteur qui mirent fin à cette croyance. La théorie de la « force vitale », qui posait comme principe que seul le vivant pouvait fabriquer les éléments qui le composent, vola à son tour en éclats en 1953, quand le jeune thésard Stanley Miller réalisa l’expérience qui l’a rendu célèbre. Il prépara un mélange d’hydrogène, de vapeur d’eau, de méthane et d’ammoniac, censé représenter la composition de l’atmosphère originelle de notre Terre et contenant les quatre éléments Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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principaux constitutifs de la matière vivante (organique) : carbone, hydrogène, oxygène et azote. Puis il soumit ce mélange à des décharges électriques simulant la foudre et le rayonnement solaire. Il fit reposer le tout quelques jours. Il eut la surprise de trouver de l’acide cyanhydrique, des acides carboxyliques et plusieurs acides aminés… Bref, une partie des « briques » élémentaires du vivant. Toutefois, si l’on sait simuler la fabrication des briques, personne n’a encore été capable de construire artificiellement le « bâtiment », une cellule vivante avec son matériel de reproduction à base d’ADN. Et rien n’indique qu’on y parviendra un jour. Créée dans les grands fonds océaniques à proximité de sources chaudes hydrothermales ? Par catalyse à la surface de certaines roches humides bombardées par un rayonnement solaire beaucoup plus énergétique qu’il ne l’est aujourd’hui ? Par panspermie, c'est-à-dire grâce à des organismes vivants très primitifs voyageant dans l’espace sur des comètes ou des astéroïdes en provenance de l’extérieur du système solaire ? Ou par « autre chose » ? Personne ne le sait aujourd’hui. Tous les êtres vivants sur terre, y compris nous-mêmes, sont les descendants de ces très vieilles cellules vivantes originelles. Mais entre la création des cellules primitives et les végétaux, animaux et humains d’aujourd’hui, il s’est passé du temps, beaucoup de temps. Celui nécessaire à l’apparition et à l’évolution d’organismes de plus en plus complexes et de plus en plus spécialisés et adaptés à leur milieu de vie, tandis que survivaient en parallèle une partie des espèces apparues auparavant. Des milliards d’essais et d’erreurs de la vie avant de générer un nouvel être viable et plus évolué que ses ancêtres. Des centaines de milliers d’années avant que certains singes aujourd’hui disparus ne commencent à se redresser pour marcher debout, tandis que les doigts de leurs pieds s’atrophiaient pour devenir des orteils. En tout cas, la vie a la vie dure ! Changements climatiques ravageurs, déchaînements d’éruptions volcaniques, collision cataclysmique avec un astéroïde géant, incendies gigantesques à l’échelle de la planète, elle a à chaque fois résisté à la catastrophe, même si beaucoup d’espèces y ont laissé des plumes !

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2.2. Les gisements de pétrole et de gaz On va chercher le pétrole et le gaz sous terre. C’est donc là, sous nos pieds, qu’ils se forment et qu’ils attendent qu’on vienne les débusquer. Mais peut-on trouver du pétrole et du gaz n’importe où, sous la tour Eiffel ou dans son jardin ? Il existe des accumulations de pétrole et de gaz – les gisements – dans le sous-sol un peu partout dans le monde. Mais il faut tout de même que certaines conditions soient réunies pour que ces accumulations puissent se former. Ce qu’on appelle la genèse pétrolière suit 7 étapes fondamentales, incontournables et surtout très, très lentes. D’abord, il faut de la matière capable de se transformer en pétrole, et en quantité suffisante : c’est la roche mère. Ensuite doivent être réunies les conditions propices à la transformation (maturation) de ce potentiel en pétrole et en gaz. Puis ces tous nouveaux pétroles et gaz effectuent des déplacements (migrations) vers la surface. Durant cette migration, il faut qu’ils rencontrent une roche capable d’en accumuler de grandes quantités : le réservoir. "Réservoir" : c'est le terme que les scientifiques utilisent pour décrire le lieu où du pétrole et du gaz se concentrent. Nous disons donc qu'il y a des réservoirs de pétrole et de gaz sous terre. Alors que lorsque les non initiés entendent le mot "réservoir", ils pensent à une véritable citerne ou au réservoir à essence d'une voiture. En fait, un réservoir se forme dans un caillou, c'est-à-dire un solide qui comporte de tous petits pores dans lesquels le pétrole et le gaz s'accumulent. C'est à partir de roches de ce type que nous obtenons le pétrole et le gaz que nous utilisons tous les jours. Ce réservoir doit être étanche. Il faudra donc une barrière (couverture), une roche imperméable pour empêcher le pétrole et le gaz de poursuivre leur route. Cette roche, c’est la couverture.

Figure 18: Derrick au soleil couchant (Italie).

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Puis, pour accumuler des quantités de pétrole ou de gaz rentables pour l’exploitation, le sous-sol devra présenter une forme (une géométrie fermée) suffisamment grande : c’est le piège. Enfin, une fois bien tranquillement nichés dans leur piège, notre pétrole et notre gaz ne devront pas être déstabilisés par des agressions venues de l’extérieur. Il faut de bonnes conditions de conservation.

Figure 19 : La formation d’un gisement Quand les équipes d’ingénieurs pétroliers étudient une zone, l’un de leurs objectifs principaux est de déterminer si ces 7 étapes ont bien le maximum de chances de s’être réalisées. On appelle l’ensemble de ces 7 étapes un système pétrolier.

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2.2.1. Les hydrocarbures 2.2.1.1. Rappels et définitions Dans la nature, les corps se présentent toujours mélangés. Après séparation des différents constituants d'un mélange, on obtient des corps purs. Il existe deux sortes de corps purs: les corps composés qui sont des corps purs susceptibles de se décomposer en d'autres corps purs, les corps simples qui sont des corps purs qui résistent à toute tentative de décomposition. a. Molécule Une molécule est la plus petite partie d'un corps pur, simple ou composé, qui garde les mêmes propriétés que ce corps. Toutes les molécules d'un même corps pur sont identiques. La molécule est composée d'atomes. b. Atome L'atome est le plus petit constituant de la molécule. C'est sous forme d'atomes que les éléments entrent dans la constitution des corps purs. L'atome est constitué d'électrons qui gravitent autour du noyau lui-même composé de neutrons et de protons. 2.2.1.2. Les hydrocarbures Ce sont des composés chimiques formés uniquement d'atomes de carbone et d'hydrogène. Les hydrocarbures paraffiniques ou alcanes sont une des familles des hydrocarbures. Ce sont eux que nous trouverons sur toute la chaîne de l'exploitation pétrolière, du gisement au stockage.

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Figure 20 : Structures moléculaires des hydrocarbures saturés - CnHn+2

Figure 21 : Structures moléculaires des hydrocarbures saturés ramifiés

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Figure 22 : Structures moléculaires des hydrocarbures aromatiques CnHn 2.2.1.3. Les hydrocarbures paraffiniques ou alcanes Composés d'atomes de carbone et d'hydrogène le plus simple d'entre eux et le méthane de formule chimique CH4. C'est un gaz incolore. De formule générale CnH2n+2, nous trouverons ensuite l'éthane C2H6, le propane C3H8, etc... A partir de cinq atomes de carbone, les hydrocarbures sont des liquides. Chaque homologue porte un nom formé d'un préfixe numérique (penta, exa, hepta, etc...) correspondant au nombre d'atomes de carbone entrant dans sa composition. La désinence "ane" indique l'appartenance au groupe des alcanes. Nous dirons couramment que les liquides sont les C5+. a. Isomères Il n'existe qu'un seul méthane, un seul éthane et un seul propane, mais à partir du butane, il peut exister plusieurs possibilités de lier les atomes de carbone et d'hydrogène. Ainsi il existe deux alcanes à quatre atomes d'hydrogène qui sont le butane normal et l'isobutane. Ils ont la même formule C4h10, mais se distinguent notamment par leur température d'ébullition. Au-delà de six atomes de carbone, le nombre des isomères croît très rapidement. b. Quelques propriétés des alcanes Les températures d'ébullition augmentent avec le nombre d'atomes de carbone. Nous avons vu qu'à température normale,avec cinq atomes de carbone,les alcanes sont liquides,se sont eux que nous trouverons dans le stockage. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Si la densité des alcanes varie peu en fonction de leur nombre d'atomes de carbone, il en va autrement pour la viscosité. Lorsque le nombre d'atome de carbone d'un alcane est supérieur à 14, ils se solidifient à une température supérieure à 0°C.

2.2.2. La roche mère Le pétrole et le gaz sont constitués d’hydrocarbures, des molécules composées de carbone et d’hydrogène. On sait que ces hydrocarbures ne peuvent pas résister très longtemps à la surface de notre terre car ils sont attaqués par l’oxygène et dévorés par les bactéries qui vivent dans les milieux où il y a de l’air (bactéries aérobies). Ainsi, ils sont assez rapidement transformés en gaz carbonique (dioxyde de carbone CO2) et en eau. Il n’existe pas par ailleurs d’hydrocarbures dans les couches profondes de la terre car audelà d’une certaine profondeur (environ 10 km), ils seraient détruits car la température est trop élevée (plus on s’enfonce sous terre, plus ça chauffe !). D’où viennent donc ces hydrocarbures ? Leur composition montre qu’il s’agit d’une transformation de la matière organique d’êtres vivants morts il y a très longtemps. Quand une plante ou un animal meurt à la surface de la terre, sa matière est généralement recyclée par d’autres êtres vivants. Ce qui n’est pas dévoré par les prédateurs, les charognards ou les bactéries, est oxydé en gaz carbonique et en eau, et ce gaz carbonique alimente la croissance de nouvelles plantes. Néanmoins, une toute petite partie, peut-être 0,1 %, de cette masse du vivant échappe à ce destin toujours renouvelé. Dans certains cas, la matière des êtres morts coule au fond des mers. Dans ce milieu très calme et peu oxygéné, elle se mélange à des matières minérales (particules d’argile, sables très fins…) pour former des boues sombres et puantes. Cette mauvaise odeur caractérise l’action de bactéries anaérobies (qui n’ont pas besoin d’air pour vivre), beaucoup moins gourmandes que leurs cousines de la surface terrestre. Une roche riche en matières organiques Cette matière organique est donc en partie préservée. Les animaux qui la produisent sont minuscules ou microscopiques : c’est principalement du plancton marin. Les débris végétaux, eux, sont apportés par les rivières qui alimentent la mer. Cette matière organique mélangée à des sédiments minéraux s’accumule peu à peu. Pour produire plus tard de grandes quantités de pétrole ou de gaz, il faut que la proportion de matière organique soit suffisante c’est-à-dire d’au moins 1 à 2 % pour constituer la roche mère de notre pétrole. 1 à 2 %, ça ne paraît pas beaucoup, mais il faut des conditions exceptionnelles pour atteindre ce pourcentage : beaucoup de plancton ou de débris végétaux et pas trop de matières minérales. Un climat chaud Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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favorable au plancton, pas de montagnes à proximité pour limiter les volumes de sédiments minéraux, l’embouchure d’un grand fleuve charriant beaucoup de débris végétaux sont autant d’éléments qui peuvent contribuer à la formation de la roche mère. Néanmoins, tant que celle-ci reste à la surface du fond de la mer, elle ne peut pas produire de pétrole.

2.2.3. La sédimentation Les sédiments qui s’accumulent au fond de la mer finissent par s’épaissir peu à peu. C’est un phénomène très lent. De quelques mètres à une centaine de mètres par million d’années, la roche mère s’enfonce peu à peu sous l’accumulation des sédiments qui continuent à se déposer. Par chance, leur poids provoque un affaissement progressif qui laisse place libre aux sédiments qui continuent ainsi de s’accumuler. Ce phénomène dit de subsidence caractérise les bassins sédimentaires. C’est un phénomène de grande ampleur. L’affaissement progressif atteint plusieurs milliers de mètres, parfois plus de 8 000 mètres (8 km !) au centre du bassin. Et la chaleur croît pour la roche mère qui s’enfonce s’enfouit peu à peu, la température du soussol augmentant en moyenne de 3 °C tous les 100 m. La matière organique est également de plus en plus écrasée par le poids des sédiments, la pression augmentant de 25 bars par 100 m. Du coup, à 1 km de profondeur, il fait déjà 50 °C et la pression est de 250 bars. La matière organique évolue très lentement, les atomes de carbone et d’hydrogène se réorganisent, s’associent. L’azote, le soufre et le phosphore, autres éléments essentiels du vivant, sont peu à peu éliminés la matière organique se transforme en kérogène. Il faut environ 100 °C pour que le kérogène commence à générer des hydrocarbures liquides, du pétrole et du gaz. Cela correspond en gros à un enfouissement de 2 200 m à 3 800 m. L’enfouissement se poursuit et la production d’hydrocarbures liquides atteint un maximum, un pic. Les liquides produits deviennent plus légers et tendent de plus en plus vers le gaz. Entre 3 800 m et 5 000 m, le kérogène commence à produire le plus léger des hydrocarbures, le gaz méthane. Peu à peu, la roche mère a ainsi produit des liquides pour terminer par du gaz et, finalement, l’épuisement de son potentiel. L’intervalle de profondeurs où elle produit des liquides s’appelle fenêtre à huile. Celui où elle produit du gaz s’appelle… fenêtre à gaz, bien sûr ! La proportion de liquides et de gaz produits dépend de la nature de la roche mère. Par exemple, si les débris organiques qui la composent sont principalement d’origine animale, elle produira proportionnellement beaucoup plus de liquides. A l’inverse, si les débris végétaux dominent, elle produit surtout du gaz et peu de liquides. Au fait, prenons du pétrole généré à 3 000 m de profondeur. Estimons une sédimentation moyenne de 50 m par million d’années. Il aura fallu 60 millions d’années pour que ces animaux morts se transforment en hydrocarbures liquides. Pas étonnant qu’on mette le pétrole dans les énergies non renouvelables, non ? Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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2.2.4. La migration du pétrole vers la surface Les hydrocarbures nouveaux-nés sont des molécules de petite taille. Et ils prennent plus de place dans la roche mère que le kérogène originel. Ils vont donc être expulsés en permanence dans les roches qui entourent la roche mère. Le gaz et l’huile (autre nom donné au pétrole) étant plus légers que l’eau, qui imprègne toutes les roches du sous-sol, ils commencent une lente ascension vers la surface, c’est la migration. S’ils le peuvent, ils glissent entre les particules minérales des roches pour monter verticalement. Leur vitesse de migration dépend de la capacité de chaque roche traversée à laisser circuler les fluides. Cette capacité s’appelle la perméabilité. Si une roche imperméable les arrête, ils suivent une voie latérale le long de cette roche, toujours vers le haut, ou empruntent la voie de cassures dans la roche, les failles. Les molécules de gaz, plus petites et plus mobiles, montent plus vite et se glissent mieux dans les roches peu perméables. Une partie des hydrocarbures, surtout du gaz, se dissout dans l’eau qui imprègne les roches qu’ils traversent. D’autres restent collés aux grains des roches traversées. Ces hydrocarbures interrompent leur ascension : c’est ce qu’on appelle les pertes de migration, qui peuvent être très importantes, surtout si l’huile et le gaz empruntent la voie plus longue. Si rien n’arrête les hydrocarbures avant la surface, les fractions les plus légères (gaz et liquides volatils) se dispersent dans l’atmosphère avant d’être détruites. Les plus lourdes s’oxydent ou sont dévorées par les bactéries. Seules persistent quelque temps les fractions extrêmes les plus lourdes, sous forme de bitumes presque solides enfouis à quelques mètres ou dizaines de mètres sous la surface du sol. L’huile extra-lourde de l’Athabasca, affleurant ou très peu enfouie, est particulièrement difficile à exploiter en raison de sa densité et de sa viscosité très élevées. A l’état brut, son aspect est celui d’une pâte épaisse et collante, d’où son nom de bitume naturel.

Figure 23: L’huile extra-lourde de l’Athabasca

2.2.5. La roche réservoir, un réservoir de stockage Le pétrole et le gaz se forment dans un bassin sédimentaire. Ils naissent puis migrent au sein de roches sédimentaires. Ces roches ont une caractéristique commune : elles se sont toutes déposées au final dans l’eau d’un océan, d’une mer, d’une lagune ou d’un lac, sous forme de grains. Ces grains peuvent être très grossiers (graviers, par exemple), plus fins (sables) ou de taille minuscule, formant des boues. Ils sont en Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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contact les uns avec les autres, mais il reste du vide entre eux, espace qui définit la porosité d’une roche. On mesure celle-ci en pourcentage de volume total de la roche. La porosité d'un corps sédimentaire est un paramètre fondamental qui va permettre de procéder aux premiers calculs lors de l'évaluation d'une découverte d'hydrocarbures : le volume d'huile en place, puis le volume d'huile récupérable, en prenant en compte d'autres paramètres tel que saturation, densité Pourquoi les pétroliers s’intéressent-ils tant à la porosité et à la perméabilité des roches ? Tout simplement parce que, pour qu’une roche contienne de grandes quantités de pétrole ou de gaz, il lui faut une bonne porosité (suffisamment de vide où les hydrocarbures vont à un moment remplacer l’eau) et une bonne perméabilité (pour que le pétrole et le gaz puissent se déplacer rapidement quand on va les pomper pour les exploiter). Une roche qui possède à la fois une bonne porosité et une bonne perméabilité est un réservoir. Plus ces deux caractéristiques pétrophysiques de la roche seront bonnes, meilleur sera le réservoir. Si la roche est fracturée, ses qualités de réservoir sont améliorées. Les roches bon réservoir sont, dans la plupart des cas, des grès ou des carbonates (calcaires et dolomies). Les argiles possèdent beaucoup de vides entre les particules qui les composent, mais ces particules ayant la forme de feuillets empilés serrés les uns contre les autres, leur perméabilité est quasi nulle.

2.2.6. La roche couverture : une barrière imperméable Une fois que les hydrocarbures commencent à traverser un réservoir, toujours en remontant dans l’eau, il faut une barrière pour les arrêter. Sinon ils poursuivront leur ascension et le réservoir ne servira que de zone de transit où ils ne pourront pas s’accumuler.

Figure 24 : La formation d’un gisement Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Pour stopper les hydrocarbures, il faut une roche imperméable au-dessus du réservoir, qu’on appelle la couverture. Les roches couvertures sont souvent des argiles et parfois des couches de sels cristallisés. Mais n’importe quelle roche suffisamment imperméable peut faire l’affaire, certains carbonates très compacts par exemple.

2.2.7. Le piège à hydrocarbures Le réservoir a la capacité d’accumuler de grandes quantités d’hydrocarbures. La couverture stoppe leur remontée vers la surface. Mais c’est insuffisant pour que s’accumulent des hydrocarbures et que se forme un gisement de pétrole ou de gaz. En effet, arrivés sous la couverture, ces hydrocarbures se glissent dans les espaces où ils peuvent continuer leur remontée, dans tous les points de fuite. Il faut donc un volume fermé important afin que s’accumulent des hydrocarbures en quantité suffisante pour qu’ils soient exploitables de manière rentable. Figure 25: Piège par anticlinal

Ce volume fermé s’appelle un piège. Il est créé par des déformations des couches rocheuses. Plus son point de fuite est bas par rapport à son sommet, plus vaste est le piège.

Figure 26: Piège contre dôme de sel. Un piège rempli d’hydrocarbures peut, suivant les cas, contenir du pétrole seulement, du gaz seulement ou les deux. S’il y a du pétrole et du gaz, le gaz, plus léger, se rassemble au sommet du piège et le pétrole se place en dessous. Il faut retenir que, pour une accumulation de pétrole seul, d’importantes quantités de gaz sont tout de même dissoutes. Et que les accumulations de gaz seul contiennent toujours une fraction de liquides légers, qu’on appelle le condensat. Figure 27: Piège contre faille. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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De plus, il reste toujours un peu d’eau collée aux grains de la roche réservoir, qu’on appelle eau résiduelle. Il existe différents types de pièges. On en distingue deux grandes familles : les pièges structuraux, de loin les plus nombreux, et les pièges stratigraphiques.

2.2.8. La préservation du pétrole et du gaz Une fois installés bien au chaud dans leur piège, les hydrocarbures ne sont pas complètement à l’abri de changements. On sait qu’ils n’aiment pas l’oxygène et les bactéries. Or, lorsqu’une accumulation de pétrole se trouve trop près de la surface, des eaux de pluie finissent toujours par entrer en contact avec elle. Cette eau lui apporte de l’oxygène et des bactéries voraces qui commencent à l’attaquer provoquant une diminution très importante de la proportion des hydrocarbures liquides légers et moyens, ainsi qu’une libération de gaz. Au bout d’un certain temps, il ne restera plus que des hydrocarbures lourds et visqueux, difficiles à exploiter, et, s’il ne s’est pas échappé, du gaz moins intéressant pour nous que le pétrole initial. Ce dernier aura subi une dégradation profonde : quel gâchis ! Les bactéries qui sont responsables des altérations ne peuvent pas survivre à une température supérieure 50/55° C. Le pétrole reste donc à l’abri tant que la température reste supérieure à cette valeur. En gros, on peut dire qu’il faut commencer à s’inquiéter pour des accumulations d’hydrocarbures situées à moins de 1 000 m de profondeur. Les accumulations situées plus en profondeur ne sont pas pour autant à l’abri de bouleversements. La menace est cette fois celle de mouvements des roches. Ces mouvements tectoniques, s’ils se produisent, peuvent détruire le piège, en réduisant fortement sa fermeture, voire en l’annulant, soit le plus souvent, en brisant la couverture par des fractures ou des failles dans lesquelles les hydrocarbures piégés vont s’engouffrer et s’échapper : fini le piège, vidé !

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2.3. L'exploration des gisements Le pétrole et le gaz se trouvent dans les profondeurs du sous-sol. Ils nous y attendent depuis des millions d’années. Il faut donc aller les chercher, et pour cela il n’existe qu’un seul moyen : creuser jusqu’aux gisements. Ces gisements sont profondément enfouis, souvent à plusieurs kilomètres sous terre. Un coup de pioche ne suffit pas pour faire jaillir le pétrole ! On emploie la technique du forage. De la surface, on peut essayer de deviner où se trouvent les gisements et émettre des hypothèses. Mais on n’est jamais sûr qu’ils existent tant qu’on ne les a pas atteints avec un forage, tant que les hypothèses n’ont pas été vérifiées. Figure 28: Vue d'installations et d'équipements pétroliers à Prudhoe Bay dans la National Petroleum Reserve of Alaska (NPRA).

Un forage d’exploration coûte très cher. Mieux vaut donc ne pas se tromper quand on se décide ! Il existe plusieurs façons de savoir où forer. Certaines techniques permettent même de voir le sous-sol. C’est en regroupant les idées et les travaux de toute une équipe qu’on peut mettre toutes les chances de son côté. Après le forage d’exploration, on décide, selon les résultats obtenus, de continuer ou d’arrêter les travaux dans la zone.

2.3.1. Où chercher les gisements ? Le pétrole et le gaz se forment dans des bassins sédimentaires. On va donc s’intéresser à ces zones où se sont accumulées pendant des dizaines de millions d’années des couches superposées de différentes roches. Les bassins sédimentaires sont nombreux à la surface de notre terre. On en trouve bien sûr en mer, mais aussi sur les continents, dans des zones autrefois recouvertes par la mer. Figure 29: Carte des bassins sédimentaires dans le monde. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Aux débuts de l’aventure pétrolière, rien n’était foré : les bassins étaient vierges de toute exploration. Aujourd’hui, les bassins vierges sont très rares. Il ne reste plus que quelques zones au climat ou à la géographie très hostiles, ou encore protégées pour des considérations écologiques comme l’Antarctique. On sait donc quelles zones sont riches en pétrole ou en gaz (ou les deux), ce sont les bassins prolifiques. D’autres sont moins riches et certains carrément stériles. Les bassins sédimentaires sont par ailleurs plus ou moins explorés. Ceux connus depuis longtemps ont fait l’objet de nombreux forages et risquent peu de recéler de nouveaux gisements super-géants ou même de grande taille: on dit que l’exploration est mature.

Figure 30: Carte du plateau continental.

C’est le cas, par exemple, de la mer du Nord. Les compagnies pétrolières qui explorent vont chercher à se positionner bien sûr sur des régions encore peu matures, pour pouvoir découvrir de gros volumes d’hydrocarbures. Néanmoins il reste du travail d’exploration à faire même dans les zones matures. On y cherche des gisements plus petits ou plus subtils (plus difficiles à voir ou imaginer). On peut aussi forer à côté de gisements déjà découverts.

Définir les frontières Une compagnie pétrolière peut-elle réaliser des forages où elle veut et quand elle veut ? Non car le sous-sol appartient partout aux Etats, si ce n’est aux Etats-Unis. Sur leur territoire, bien sûr, mais aussi en mer.

Figure 31: Carte des provinces pétrolières et gazières dans le monde.

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Un pays est propriétaire des ressources minérales situées jusqu’à 200 milles marins au large de ses côtes et sur l’ensemble de son plateau continental (voir schéma). La définition des frontières maritimes donne parfois lieu à d’âpres disputes, surtout quand il y a du pétrole à la clé !

Figure 32: Carte d'exploration et de production en mer du Nord. Les compagnies pétrolières s’intéressent toutes aux régions où existe un potentiel pétrolier ou gazier. Elles sont en compétition. Et les états propriétaires du sous-sol le savent ! Donc, pour mieux valoriser les richesses de leur sous-sol, ces pays placent les compagnies en concurrence en proposant des zones à explorer en les mettant aux enchères au plus offrant, sous la forme d’un appel d’offres international. Les compagnies intéressées envoient alors leurs propositions : un engagement de somme totale à dépenser et d’un volume de travaux à réaliser pour l’exploration sur une période donnée (en général de 2 à 5 ans). Elles agissent souvent en groupes associés de 2 à 3 compagnies, ce qui leur permet de partager les dépenses (énormes !) et les risques (élevés !) si leurs propositions sont retenues. A l’échéance de l’opération, le pays examine toutes les offres et choisit la compagnie ou l’association de compagnies qui va s’occuper de l’exploration de la zone proposée. Une fois qu’une compagnie a obtenu la licence d’exploration (ou permis), les travaux peuvent commencer. Elle peut à tout moment négocier la vente d’une partie ou de la totalité de ses intérêts sur la zone qu’elle vient d’acquérir. De ce fait, il existe une sorte de marché permanent de zones à explorer. Pour certaines, l’exploration débute. Pour d’autres, un forage a déjà été réalisé et, selon que les résultats sont positifs ou négatifs, l’intérêt de la zone augmente ou diminue et celle-ci a plus ou moins de valeur marchande. Dans toutes les compagnies pétrolières, il existe des équipes de spécialistes qui suivent en permanence toutes les propositions de vente d’intérêts dans le monde. Les ventes ou les échanges d’intérêts font l’objet de négociations très disputées.

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2.3.2. L'exploration du sous-sol Les pièges pétroliers potentiels sont profondément enfouis sous terre. Ceux qui sont directement visibles de la surface ont été forés depuis longtemps. Pour localiser les pièges potentiels, on fait appel à une sorte d’échographie du sous-sol : la sismique réflexion. La sismique donne une image du sous-sol, mais cette image est floue et n’est pas parfaitement fiable. Il faut des personnes compétentes et expérimentées pour l’interpréter : les géophysiciens. Et il est aussi nécessaire de s’appuyer sur les connaissances régionales : études, géologie de surface, forages déjà réalisés… Enfin il faut établir une synthèse des études de toutes ces données, en essayant de ne rien oublier dans le raisonnement qui conduit à dire que « là, il faut forer car il y a de bonnes chances d’y trouver du pétrole ou du gaz » ! Voir le sous-sol est un travail d’équipe.

Figure 33 : La sismique terre et mer Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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2.3.2.1. La sismique réflexion Aux débuts de l’exploration pétrolière, on pouvait se contenter de forer les pièges visibles en surface, en général des anticlinaux (bombements des couches géologiques dans le sous-sol). Mais on s’est très vite rendu compte que cela ne suffisait plus : beaucoup de structures sont masquées par les dépôts de sédiments qui les ont recouvertes après la phase de mouvements qui ont créé le piège. De plus, les pièges situés sous la mer sont complètement invisibles à l’œil. A partir des années 1930 s’est développée la méthode miracle : la sismique réflexion. Son principe est simple : on envoie des ondes dans le sol, provoquées par une explosion ou une masse tombant sur le sol. Ces vibrations se déplacent dans toutes les directions. Quand elles rencontrent une couche géologique, une partie des ondes se réfléchissent (comme sur un miroir) et repartent vers la surface, et une autre partie d’entre elles se réfracte, continuant à aller plus profondément. Et ainsi de suite. En plaçant des récepteurs très sensibles (les géophones) à distance de l’émetteur, on récupère et on enregistre donc toute une série complexe d’ondes. Les premières à arriver sont celles qui se sont déplacées en surface, puis viennent celles qui se sont réfléchies sur la première couche géologique, puis celles réfléchies sur la suivante, et ainsi de suite. Figure 34: Camions vibrateurs lors d'une opération sismique dans le champ de Kkaryaga (Russie arctique). On mesure de la sorte le temps qu’a mis une onde réfléchie sur une couche géologique pour se déplacer de l’émetteur au récepteur. En déplaçant émetteur et récepteur de nombreuses fois, on parvient à construire une image en temps et à deux dimensions (2D) du sous-sol et des couches géologiques. On émet ensuite des hypothèses sur les vitesses de propagation des ondes dans les différentes couches, ce qui permet de construire une image en profondeur, celle qui intéresse le plus les géologues et les foreurs. A partir de cette image, on réalise ensuite une coupe géologique plus parlante.

Figure 35: Vue d’un géophone et d’un boîtier de collecte lors d’une campagne sismique. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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En utilisant toute la série de ces images 2D en temps et en profondeur, on dresse des cartes du sous-sol pour évaluer les pièges à hydrocarbures.

Figure 36: Ouvriers dans les marécages dans le cadre d'une campagne sismique (Gabon).

Afin d’obtenir une image plus précise et plus fiable du sous-sol, on emploie la technique de la sismique 3D plus chère, mais beaucoup plus efficace que la 2D. Elle permet même souvent de repérer directement les hydrocarbures dans les couches géologiques. Les récepteurs sont placés en nappes afin de construire une image du soussol en volume (en trois dimensions). Figure 37 : Modèle informatique 3D d'un réservoir souterrain de gaz naturel

La technique de la sismique 4D va plus loin encore, en faisant intervenir la quatrième dimension : le temps. Sur un gisement en production, on effectue plusieurs enregistrements successifs de sismique 3D, à intervalles de temps réguliers. La comparaison des enregistrements permet ensuite de suivre l’évolution du gisement pendant sa production. En mer, l’enregistrement sismique se fait à partir d’un bateau traînant derrière lui un chapelet de récepteurs flottants, les hydrophones. C’est plus facile qu’à terre parce qu’il n’y a pas d’obstacle naturel au déplacement de l’émetteur et des récepteurs d’ondes. Figure 38: Acquisition sismique en mer dans la champ de Palanca (Angola).

Le traitement informatique des ondes sismiques enregistrées est extrêmement complexe et nécessite des capacités de calcul très importantes. Seuls les progrès de l’informatique Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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autorisent ce type d’opération. La puissance informatique utilisée est en effet semblable à celle utilisée pour obtenir la météo. Le résultat du traitement informatique donne une imagerie du sous-sol en deux ou trois dimensions. L’intégration de ces données par les géophysiciens est faite grâce à des logiciels très sophistiqués qui les aident à reconstituer les formes et les propriétés physiques des couches géologiques. Grâce à des lunettes appropriées, la vision virtuelle en 3D du sous-sol permet aux interprétateurs de mieux comprendre la géométrie du sous-sol. Figure 39: Vue sur la salle de géovision 3D au CSTJF Le CSTJF (centre scientifique et technique Jean Feger) est un centre de recherche spécialisé dans la recherche géologique et les hydrocarbures L’imagerie sismique est malheureusement imparfaite et jamais fiable à 100 %. Des problèmes peuvent se poser à l’enregistrement. On rencontre des difficultés d’accès dans les zones montagneuses ou les forêts tropicales (ce qui ralentit les opérations !). Par ailleurs les terrains de surface molle et hétérogène génèrent des altérations des ondes souvent difficiles à corriger lors du traitement. Il peut aussi y avoir des images qui ne correspondent pas à la réalité (artefacts) -comme des mirages- dans les sections en profondeur, qui ne sont pas toujours facile à différencier du vrai signal. De plus, le signal s’atténue avec la profondeur (plus il a de chemin à parcourir, plus il perd en énergie !). Enfin les vitesses sismiques ne sont pas connues avec précision, surtout dans les zones peu forées où elles n’ont pas pu être mesurées. Cela peut entraîner des erreurs dans les coupes sismiques et les cartes en profondeur. 2.3.2.2. Les études avant forage : géologie et tectonique Les sections sismiques et les cartes géologiques en profondeur des différentes couches sont indispensables, mais elles ne suffisent pas. Avant de forer, on réalise de nombreuses études. Des études régionales, d’abord. A terre, on étudie la géologie de surface et on essaie d’en tirer des extrapolations sur ce qui se passe en profondeur. A terre comme en mer, on reprend les résultats des forages les plus proches. On observe s’ils ont rencontré des réservoirs et leurs couvertures, s’ils ont révélé des accumulations ou des traces de pétrole ou de gaz. Si les résultats sont positifs, on essaie Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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de savoir si on peut étendre ces conclusions à la zone qu’on souhaite forer. S’ils sont négatifs, on se demande pourquoi et si cela va influencer le forage qu’on veut réaliser. En comparant avec des sections sismiques de zones déjà forées, on essaie de voir si la roche mère, les réservoirs et les couvertures se poursuivent jusqu’à notre zone ou pas. On cherche ensuite à savoir s’ils conservent leurs qualités sur la distance. Puis on étudie l’histoire régionale des mouvements de l’écorce terrestre : la tectonique, afin de connaître les conditions de formation des pièges.

Figure 40: Réunion sur les logs (coupes géologiques) du puits Peciko P13, à Balikpapan (Indonésie). Enfin on s’intéresse à la sédimentologie de la zone pour essayer de reconstituer l’époque et les conditions de dépôt des roches qui vont devenir des réservoirs ou des couvertures. Les études locales sont basées principalement sur les sections sismiques et les cartes en profondeur de la zone. L’objectif est de repérer les réservoirs et leurs couvertures, les pièges potentiels, de définir leur géométrie et les quantités de pétrole ou de gaz qu’ils peuvent contenir. Ces pièges potentiels s’appellent des prospects.

Figure 41: Une géologue senior et le chef du service de géosciences sur les activités du champ de production d’Al Khalij, à Doha, au Quatar.

En parallèle, les géologues évaluent les incertitudes et les risques de se tromper complètement ! D’autres études locales peuvent être réalisées, par exemple une reconnaissance des très petites quantités d’hydrocarbures en surface. L’augmentation de ces indices de surface par rapport à la moyenne peut conforter l’idée qu’il y a du pétrole ou du gaz piégé juste endessous. La synthèse des études régionales et locales permet de réaliser une évaluation de la zone à explorer en rassemblant tous les arguments techniques indispensables pour prendre une décision : forer ou non ? L’essentiel est de ne rien oublier et de construire une réflexion cohérente en fonction de toutes les données. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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2.3.3. Évaluer avant de forer Un forage d’exploration coûte très cher : au minimum 3 à 4 millions d’euros à terre et 20 à 60 millions d’euros en mer, mais cela peut dépasser 100 millions d’euros pour des forages très profonds ou dans des conditions difficiles. Si le forage est un succès et qu’il débouche sur une production d’hydrocarbures, l’investissement est remboursé par la production de pétrole. Mais si c’est un échec, la compagnie en est pour ses frais. C’est la raison pour laquelle les compagnies pétrolières pèsent bien le pour et le contre avant de prendre la décision de forer ! A la fin des études sur une zone, géologues et géophysiciens ont défini un certain nombre de prospects. Pour chaque prospect, ils ont calculé une fourchette d’accumulation de pétrole et de gaz. Avec les ingénieurs gisement, ils ont aussi calculé une fourchette de réserves potentielles. Les réserves représentent la part de l’accumulation qu’on va pouvoir extraire et ramener à la surface pour l’exploiter. Pourquoi des fourchettes de réserves et pas un seul chiffre ? Parce que tous les paramètres qui servent au calcul des accumulations et des réserves ne sont pas connus précisément avant le forage.

1 : Fixation du palan 2 : Derrick (mât) 3 : Palan mobile 4 : Crochet 5 : Tête d’injection 6 : Colonne d’injection de boue 7 : Table de rotation entraînant les tiges de forage 8 : Treuil 9 : Moteur 10 : Pompe à boue 11 : Bourbier

Figure 42 : Le forage Des prospects, une compagnie pétrolière en possède dans le monde entier. Mais les budgets d’exploration sont limités et l’on ne peut pas forer tous les prospects la même année. Il existe donc une équipe qui gère l’ensemble des prospects. Ces personnes, des Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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techniciens et des économistes d’expérience, décident chaque année de répartir le budget d’exploration entre les différentes filiales dans le monde. Celles-ci approuvent ou non les propositions de forage transmises par les techniciens des filiales. 2.3.3.1. Type de réserves Prouvées : Réserves découvertes que l’on est raisonnablement assuré de pouvoir produire dans les conditions techniques et économiques actuelles - 90% de chances que les réserves ultimes soient > ou = à cette valeur Probables : Réserves découvertes que l’on est raisonnablement assuré de pouvoir produire dans les conditions techniques et économiques voisine des conditions actuelles - 50 % de probabilité d’existence. Possibles : Réserves non encore découvertes qui ont moins de chances d’être produites - 10 % de chance que les réserves ultimes soient > à cette valeur.

Risque économique

+ Possible Probable

Prouvé

-

Risque technique

+

Figure 43 : Réserves prouvées

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2.3.4. La logistique de l'implantation du forage Une fois les études terminées et la décision de forer prise, il faut implanter le forage à l’emplacement prévu sur les cartes du prospect. Les coordonnées du lieu d’implantation sont très précises, mais l’endroit qui y correspond n’est pas toujours facile à préparer. Pour cela, on réalise une étude de site, sans oublier l’étude d’impact, c’est-à-dire un état des lieux complet avant travaux (impact sur l’environnement…). En mer, on mesure la profondeur d’eau et on étudie le fond de la mer pour savoir, par exemple, s’il peut supporter les piles d’une plate-forme. On étudie également certaines données climatiques : force du vent, hauteur des vagues, ampleur des courants. On fait en sorte de connaître les maxima extrêmes de mauvais temps possibles, pour protéger les installations des pires tempêtes. Dans certaines mers fermées à l’abri des grosses intempéries marines, comme aux PaysBas, les emplacements de forage sont ceinturés par un véritable mur qui empêche toute contamination de la mer par des déchets ou des produits polluants. A terre, des obstacles peuvent se présenter : zone habitée, emplacement très accidenté, zone marécageuse… Les responsables de l’étude de site déterminent l’emplacement le plus sûr et le plus proche possible des coordonnées prévues. Puis on construit les routes qui serviront à apporter le matériel et à le déménager en fin de forage. Sur le site même, on déboise, on racle, on aplanit et on nettoie les surfaces qui vont accueillir l’appareil, les locaux techniques et d’habitation. Le montage des installations Le montage sur le site prend plusieurs jours. En mer, l’appareil utilisé (plate-forme ou bateau de forage) est acheminé par des remorqueurs ou par ses propres moyens. Figure 44: Site de forage de Yariapo (Bolivie). Pendant toute la durée du forage, une logistique très importante est maintenue. Il faut alimenter le chantier en matériel (tiges de forage, tubages), en produits pour la boue et en nourriture pour le personnel. Il faut aussi prévoir le remplacement des équipes qui partent en congés pour récupérer et les allées et venues de personnes dont la présence n’est pas nécessaire en permanence (navettes à terre et hélicoptères en mer).

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Bien souvent, le premier puits foré l’est pour obtenir de l’eau A la fin du forage, il faut remettre le site dans l’état où il était avant les travaux. On doit le nettoyer de toute pollution, en particulier soigneusement éliminer le bourbier (résidus de boue de forage usagée truffés de matières polluantes) sans qu’il se répande dans la nature. On replante parfois de la végétation pour que le site retrouve son aspect d’avant le forage. Figure 45: Site de forage de Yariapo (Bolivie) après la fin de l'exploitation.

2.3.5. Le forage, mode d'emploi Les objectifs d’un forage d’exploration, les prospects à hydrocarbures, sont profondément enfouis. Ces forages atteignent souvent des profondeurs de 2 000 à 4 000 m, allant parfois jusqu’à 6000 m (l’équivalent de 20 tours Eiffel !). Pour y parvenir, on va creuser un trou. Le derrick (ou mât) est le support du système de forage. C’est une tour métallique d’une trentaine de mètres de hauteur, qui sert à introduire verticalement les tiges de forage.

Figure 46: Le trépan est muni de dents ou de pastilles en acier très dur. Au bout de la première tige, il y a l’outil de forage, en général un tricône (trépan) muni de dents ou de pastilles en acier très dur. Le trépan attaque la roche un peu en appuyant mais surtout en tournant à vitesse adaptée pouvant aller jusqu’à une grande vitesse : il la broie en petits morceaux. A mesure que l’on s’enfonce dans le sous-sol, on ajoute une nouvelle tige de 9 m en la vissant à la précédente et ainsi de suite. L’ensemble des tiges avec son trépan qui creuse au bout s’appelle le train de tiges. Pour les roches très dures, les dents des trépans ne sont pas assez solides, On utilise alors des outils en un seul bloc au tungstène ou sertis de diamants : rien n’y résiste, c’est bien connu !

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Le tubage Pour éviter l’effondrement du trou, on pose un gros cylindre creux en acier sur toute la longueur du trou (comme les tiges, on le descend par segments que l’on visse les uns aux autres). C’est le tubage. Une fois le tubage posé, on reprend le forage mais le diamètre du trou devient plus petit : le tubage qu’on vient de poser occupe de l’espace et réduit le diamètre initial du trou. Ainsi, un trou de forage d’un diamètre de 50 cm au départ, peut être réduit à 20 cm après la pose de plusieurs tubages. Figure 47: Opérateurs travaillant sur le mât de forage de la barge Raissa, dans le delta de la Mahakam (Indonésie).

2.3.6. Le rôle de la boue de forage La boue, en circulant en permanence, refroidit l’outil de forage, aide à attaquer la roche par injection sous pression et nettoie le trou en remontant les morceaux de roche broyée. Elle est aussi indispensable au maintien du trou, pour éviter qu’il ne s’effondre. La boue de forage est en général à base d’eau dans laquelle ont été ajoutés de nombreux produits. D’abord des particules solides (souvent des argiles) utilisées pour augmenter la densité. Et puis des produits chimiques divers utilisés pour leurs propriétés adaptées à la nature des terrains traversés et pour la stabiliser. La densité de la boue doit être bien calculée et parfaitement maîtrisée. Si la boue est trop lourde, elle a des chances de pénétrer à grande vitesse dans les réservoirs dont la pression sera plus faible et le forage risque d’« entrer en pertes » (au lieu de remonter, la boue va disparaître dans le sous-sol). Si elle est trop légère, l’eau des formations géologiques traversées, à pression plus élevée que celle de la colonne de boue, envahit le trou et le forage « entre en gains ». Si on ne réagit pas alors très vite, cela peut provoquer jusqu’à une éruption incontrôlable. La boue a une composition spéciale, adaptée aux terrains traversés. L’ingénieur boue, le « boueux », doit veiller en permanence à ce qu’elle reste homogène et de composition stable. Il doit être aussi très réactif en cas de problème et prêt à en modifier la composition le plus rapidement possible si besoin est. Malgré son nom assez spécial, le « boueux » a une responsabilité très importante sur un chantier de forage !

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2.3.7. Savoir si on a trouvé du pétrole ou du gaz C’est le rôle du géologue résidant sur le forage. Il existe plusieurs manières de savoir si on traverse une couche géologique imprégnée en hydrocarbures. Les méthodes directes permettent de repérer la présence des hydrocarbures. On analyse en permanence le gaz dissous dans la boue. Quand on fore une roche, on libère toujours de petites quantités de gaz méthane. C’est ce qu’on appelle le fond gazeux. Si le fond gazeux est stable ou qu’il reste proportionnel à la vitesse d’avancement du forage, tout est normal. Mais s’il s’élève brutalement, alerte ! Il est alors possible que l’on soit entré dans un réservoir à hydrocarbures. Le géologue examine aussi en permanence les déblais de forage. Il les lave de la boue qui les imprègne et les passe à la lampe à rayons ultraviolets : si ces déblais contiennent des hydrocarbures, ils vont émettre une fluorescence orangée.

Le carottage Si le géologue pense que le forage traverse un réservoir, il peut ordonner un carottage. On remonte alors le train de tiges et on remplace l’outil de forage par un carottier. On redescend et on fore, mais cette fois sans broyer la roche : le carottier découpe doucement et « avale » un cylindre de roche qu’on remonte une fois qu’il est rempli. La carotte est très utile : on peut voir si elle contient des hydrocarbures, on peut mesurer directement les caractéristiques des réservoirs et elle va servir de calage aux méthodes d’évaluation indirectes.

Figure 48: Le scanner de la carothèque du centre scientifique et technique Jean Feger (CSTJF) de Pau (France).

Les méthodes directes permettent de savoir s’il y a des hydrocarbures dans les roches traversées, mais elles ne donnent pas d’indications suffisantes sur les quantités présentes. Pour cela, on a recours à des méthodes indirectes, basées sur des phénomènes physiques : les diagraphies. Les diagraphies sont des outils que l’on descend au bout d’un câble au fond du trou foré. Puis on les remonte lentement en enregistrant plusieurs données.

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C’est en analysant toutes ces diagraphies qu’on parvient à définir les caractéristiques des réservoirs et les proportions de gaz ou de pétrole contenues dans les pores de la roche.

Figure 49: Géologue travaillant dans la carothèque du centre scientifique et technique Jean Feger (CSTJF) de Pau (France).

On descend également un sismographe, qui permet de réaliser un profil sismique vertical que l’on utilise ensuite pour caler les sections sismiques autour du puits foré. Enfin, autre méthode directe de détection des hydrocarbures, on peut effectuer un test : sur un intervalle vertical où l’on pense qu’il existe un réservoir à huile ou à gaz, on applique une diminution de pression. Les fluides contenus dans la roche se précipitent alors dans le trou et remontent en général jusqu’à la surface. Dans tous les cas, on peut les récupérer et les analyser.

2.3.8. Après le forage du puits Quand on lance un forage d’exploration, rien n’est joué. Autrefois, seul un forage sur sept aboutissait finalement à la mise en production d’un gisement. Aujourd’hui, les méthodes d’évaluation se sont affinées et les zones peu connues sont plus rares. Aussi la moyenne est-elle plutôt d’un succès sur trois ou quatre forages d’exploration. En cas de succès, on est bien sûr encouragé ! Mais ce n’est pas pour autant qu’on va mettre le gisement en production tout de suite. Même si on a levé une partie des incertitudes (il y a du pétrole et du gaz, il y a un réservoir…), il faut encore forer plusieurs puits pour bien connaître le gisement et les réduire encore. Ces puits complémentaires qui permettent de mieux cerner le gisement constituent l’appréciation. Dès que le puits d’exploration est terminé, on refait donc une étude complète du prospect devenu découverte et on établit un programme d’appréciation.

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2.4. La mise en production du gisement Ça y est, la phase d’exploration est terminée : Le contrat de production signé avec le pays propriétaire du sous-sol va pouvoir s’appliquer. La découverte d’hydrocarbures par le premier puits foré a été confirmée par des forages d’appréciation. Le gisement de pétrole et de gaz est maintenant mieux connu.

Figure 50: Vue d’ensemble de la plateforme PUQ (Production Utilities and Quarters) et de la plate-forme Elgin dans la tempête (Ecosse). On a bien réduit les incertitudes sur sa forme, la présence et les caractéristiques des réservoirs, la position des contacts hydrocarbures/eau ou entre hydrocarbures. Cette meilleure connaissance permet de penser que l’exploitation du pétrole ou du gaz va être rentable. Mais il ne faut pas se tromper ! Si l’exploration coûte cher (quelque million à plusieurs dizaines de millions d’euros par forage), la mise en exploitation est encore plus vorace en investissements. Ça se compte souvent en centaines de millions d’euros, parfois plus d’un milliard ! On va réfléchir au meilleur moyen de produire les hydrocarbures dans les meilleures conditions de sécurité et en essayant de récupérer le plus possible de pétrole et de gaz. Ces prévisions, ces études et la construction de ces installations constituent le développement du gisement. Une fois que tout est en place, la production peut démarrer. La vie du gisement suit son cours pendant de nombreuses années. Puis la décision d’arrêter est prise. Il faut alors rendre le site à la nature.

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2.4.1. Le développement du centre de production de pétrole : mode d'emploi Réfléchir avant d’agir, maître mot de la production ! La décision sera guidée avant tout par des considérations économiques : est-il rentable de mettre en production le gisement que l’on a réussi à définir ? Rentable, cela veut dire qu’en vendant le pétrole et le gaz extraits, on va pouvoir couvrir tous les frais d’étude, de construction des installations et de production pendant toute la durée de vie du gisement. Couvrir les frais… et dégager tout de même un peu de bénéfice ! Ces calculs de rentabilité sont complexes, pas tellement du point de vue théorique (pas besoin d’être Einstein…) mais surtout parce qu’il y a un grand nombre de paramètres et de facteurs qui entrent en jeu. Certains de ces paramètres sont aléatoires : par exemple, qui peut dire quel sera le prix du baril dans dix ans, quand le gisement sera à la moitié de sa durée de vie ? On est obligé de faire des hypothèses. On rassemble donc toutes les données techniques : profondeur et forme du gisement, caractéristiques des réservoirs, nature et répartition des hydrocarbures, volumes de pétrole et de gaz accumulés dans le sous-sol. On essaie de savoir combien de forages seront nécessaires. Les installations de production (forages, traitement des produits ramenés du sous-sol en surface, stockage provisoire et expédition) sont choisies et dimensionnées en fonction de ces données techniques. Plusieurs projets différents peuvent être envisagés. Après comparaison, le plus intéressant est retenu. Parallèlement, on établit une simulation de production, du début à la fin de vie du gisement. On appelle cette simulation un profil de production. Le profil prévoit les volumes de production du gisement chaque année, ce qui permet ensuite aux économistes d’établir les prévisions économiques en fonction d’hypothèses de prix de vente des hydrocarbures. Une fois que le projet semble solide économiquement, la décision de développer est prise: on passe à l’étape de construction des installations. En mer ou à terre, il s’agit d’un énorme chantier surgi de nulle part et qui va durer plusieurs années, une quinzaine en moyenne.

2.4.2. Comment produire ? La production consiste à faire remonter les hydrocarbures contenus dans le sous-sol vers la surface. Pour cela, on utilise des forages en grand nombre. Un gisement, c’est très vaste, au moins plusieurs kilomètres carrés et parfois au-delà de 100 kilomètres carrés. Un puits traditionnel (vertical ou faiblement dévié) ne draine du pétrole ou du gaz que sur une distance radiale de quelques dizaines de mètres. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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De plus ces puits ne traversent le réservoir producteur que sur une faible hauteur. Il faut donc un grand nombre de puits verticaux pour drainer un réservoir dans sa totalité. La technique des puits horizontaux a complètement révolutionné l’industrie puisque ces puits présentent une longueur beaucoup plus importante de contact avec les réservoirs. Elle a donc permis de notablement réduire le nombre de puits nécessaires pour un développement donné. Les forages de production présentent certaines particularités.

Quel est le principe de la production ? Il s’agit de générer au fond des puits de pétrole ou de gaz une pression inférieure à la pression du réservoir. Ainsi, sous l’effet de la différence de pression, les hydrocarbures vont se diriger vers le puits et remonter vers la surface. Pratiquement, le puits est entièrement coffré par un tubage jusqu’au réservoir. Ce tubage, difficilement amovible lorsqu’il est cimenté, assure l’intégrité du puits tout au long de son exploitation. Le pétrole et le gaz remontent par un autre tubulaire, le tube de production, tubing en anglais, placé dans le cuvelage. Ce dernier est amovible et peut être changé quand apparaissent corrosion ou dépôts. Parfois, la pression du gisement est suffisante pour que les hydrocarbures remontent d’eux-mêmes jusqu’à la surface, les puits sont alors dits « éruptifs ». Dans d’autres cas, les puits ne sont jamais éruptifs. De toute façon, dans tous les cas, la pression du gisement diminue au fur et à mesure que l’on produit. Au bout d’un temps, elle ne suffit plus à produire de façon éruptive. Il faut alors stimuler la production. C’est ce qu’on appelle la récupération assistée. En arrivant à la surface, les effluents des puits de production vont commencer leur circuit dans les installations de surface.

Figure 51: Principe de la production pétrolière par grands fonds.

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2.4.3. Les différents mécanismes de récupération

Récupération d’huile conventionnelle

Récupération Primaire Drainage Naturel

Pompage / Gas Lift Forage horizontal

Récupération Secondaire Injection d’eau --------------------------Injection de gaz --------------------------Cyclage de gaz

Maintien de pression

Récupération d’huile améliorée

Récupération Tertiaire

Thermique

- Vapeur - Combustion in situ

Gaz

Chimique

Bactérie

- Hydrocarbures miscibles - CO2 - N2

Figure 52 : Les différents mécanismes de récupération La récupération PRIMAIRE : Le champ produit par sa seule énergie. C'est-à-dire que l’on utilise l’énergie naturelle pour la production des fluides (pression initiale, compressibilité de la roche, compressibilité de l’huile ou du gaz, gravité, forces capillaires. Aucune énergie extérieure n’est fournie. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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La récupération SECONDAIRE : Cette solution intervient quand l’énergie naturelle pour la production des fluides est insuffisante. Le champs produit alors grâce à une action extérieure telle que, l’injection d’eau aux points bas ou dans l’aquifère (quelquefois, l’injection d’eau démarre dès le début de l’exploitation afin d’augmenter la production) ou bien encore l’injection de gaz aux points hauts ou dans le gaz, mais aussi de balayage par des hydrocarbures gazeux (injection de gaz sec dans les réservoirs à condensats). La récupération TERTIARE : On utilise des méthodes complexes telles que les injections de fluides miscibles, les méthodes thermique, les méthodes chimiques. Cette méthode est appelée EOR pour ‘Enhanced Oil Recovery

2.4.4. La vie des gisements de pétrole et gaz Ce n’est pas forcément un long fleuve tranquille ! Il peut y avoir des surprises, qui vont modifier les prévisions de production. De bonnes surprises : par exemple, un gisement qui va continuer à produire au-delà de ce qu’on attendait, soit 10 à 20 % de volume de pétrole en plus de ce qui était envisagé, c’est bon à prendre ! Ou de mauvaises surprises : par exemple, la productivité des puits peut être très inférieure aux prévisions. La quantité de pétrole produite chaque jour peut aussi être beaucoup plus faible que prévu, ce qui peut mettre en danger la rentabilité finale de toute l’exploitation. La cata, c’est si l’on est obligé d’arrêter prématurément la production : un investissement énorme presque entièrement perdu ! Ces surprises montrent bien que la connaissance qu’on a du sous-sol est toujours incertaine, même si l’on a fait de son mieux pour réduire ces incertitudes. C’est pourquoi, pendant toute la vie du gisement, on effectue régulièrement des réévaluations des réserves restant à produire. Réévaluations à la hausse ou à la baisse. Ces réévaluations sont essentielles pour savoir quand il faut s’arrêter. La vie d’un gisement est variable : en général de quinze à trente ans. Plus longtemps pour un super géant (cinquante ans et plus), moins longtemps pour les gisements en mer profonde (cinq à dix ans) à cause des coûts d’exploitation très élevés. Elle comporte trois étapes : le démarrage (deux à trois ans) avec une montée en production à mesure que l’on fore les puits les uns après les autres. Puis une longue période de palier pendant laquelle la production annuelle est stable. Enfin une période de décroissance variable suivant les gisements, avant la fermeture définitive. On ne produit pas tout le pétrole ou le gaz contenu dans le sous-sol, loin de là ! Suivant les types de réservoirs, la récupération varie de 10 à un peu plus de 50 % pour les gisements de pétrole. Pour les gisements de gaz seuls, cela atteint souvent 60 à 80 %. Il reste donc d’importantes quantités de pétrole dans le sous-sol à la fin de l’exploitation. Un des défis des pétroliers est de tenter d’améliorer ces taux de récupération. Quelques pourcentages ‘grapillés’ sur un gros gisement représentent d’énormes volumes. Un pourcent de récupération supplémentaire sur tous les gisements de la planète représenterait 2,5 à 3 ans de consommation mondiale ! Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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2.4.5. L'abandon d'un gisement et son démantèlement La réponse est simple : dès que le pétrole ou le gaz commencent à coûter plus cher à produire que ce qu’ils rapportent à la vente. En général, cela se produit à cause de la baisse de production qui accompagne la diminution de pression du gisement. Cela peut aussi arriver quand la proportion d’eau produite augmente rapidement. Ou, sur les gisements de pétrole où le gaz n’est pas commercialisé, quand la proportion de gaz fait un bond brutal (quand la pression descend en deçà du point de bulle thermodynamique). Plus rarement (heureusement !), un gisement peut être abandonné prématurément suite à une mauvaise surprise, comme par exemple une productivité des puits très inférieure aux prévisions. La durée de vie d’un gisement dépend aussi des prix du pétrole et du gaz. Il est bien évident que si le prix du baril de pétrole passe de 25 à 50 dollars, tous les gisements seront exploités plus longtemps que prévu initialement. A l’inverse, si les prix chutent durablement, certains gisements pourront être abandonnés plus tôt que prévu. Figure 53: Démantèlement de la plate-forme Frigg Nord Est (Norvège). Quand une compagnie pétrolière abandonne un gisement, sa vie ne s’arrête pas forcément pour autant. Si le gisement n’est plus rentable pour elle, d’autres compagnies plus petites peuvent être intéressées de le reprendre car leurs frais sont moindres ou bien elles demandent une rentabilité inférieure à celle fixée par les grandes compagnies. Ou encore elles peuvent se contenter de volumes de production qui ne satisfont plus les grandes compagnies. Les gisements en fin de vie délaissés par les compagnies sont aussi parfois repris par la compagnie d’Etat du pays concerné. Figure 54: Site de forage de Yariapo (Bolivie). Quand la décision de fermer définitivement un gisement est prise, on ne laisse pas le chantier à l’abandon pourrir et rouiller. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Les installations sont démantelées et les matériaux recyclés. Seules les têtes de puits sont conservées, pour des raisons de sécurité. Des équipes de spécialistes arpentent les lieux, à la recherche d’éventuelles pollutions.

Figure 55: Site de forage de Yariapo (Bolivie) après la fin de l'exploitation. Elles sont chargées d’un nettoyage attentif et complet du site. Une fois ce nettoyage terminé, c’est au tour d’équipes de réhabilitation d’intervenir. Elles reconstituent autant que possible le site initial avec sa végétation d’origine. En mer, les plates-formes fixes sont démantelées avec soin, en évitant toute pollution accidentelle. Dans tous les cas, les têtes de puits sont cimentées et bouchées suivant des règles internationales très strictes

2.5. Le transport du pétrole et du gaz Les plus grandes quantités de pétrole et de gaz découvertes se trouvent dans des pays en développement, éloignés des plus gros consommateurs. Ces pays producteurs couvrent largement leurs besoins et exportent la plus grande partie de leur production. De leur côté, les pays développés, gros consommateurs d’énergie, ne sont pas autosuffisants en pétrole et en gaz, loin de là : ils sont donc importateurs d’hydrocarbures. Même dans les pays développés qui sont aussi des producteurs importants comme les États-unis, les zones de production sont souvent éloignées de celles où on a besoin du brut ou du gaz. Cette situation fait que, depuis des dizaines d’années, des quantités énormes de pétrole et de gaz sont transportées partout dans le monde par mer et sur terre.

2.5.1. Le transport du pétrole Que le transport du pétrole des lieux de production vers les raffineries se fasse par voie maritime ou par voie terrestre, la question principale est celle de la sécurité et du respect de l’environnement. En mer, le maximum doit être fait pour éviter les marées noires. Mais aussi les pollutions volontaires, ces rejets en mer de résidus de nettoyage des cuves qui doivent être sévèrement combattus. Sur terre, l’état des oléoducs doit être surveillé et le matériel usé, remplacé. Les grandes quantités de pétrole transportées ne sont pas toujours utilisées immédiatement. De même pour une partie des produits qui sortent des raffineries, qu’on appelle les produits finis. Il faut donc prévoir des lieux de stockage de produits pétroliers en toute sécurité. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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2.5.1.1. Le transport du pétrole par voie maritime Les quantités de pétrole transportées par mer chaque année sont énormes. Près de 8 000 navires pétroliers sillonnent les mers et les océans, transportant cette fabuleuse énergie liquide des lieux de production vers ceux de consommation. La quasi-totalité des hydrocarbures transportés arrive à bon port. Et, sur la période 2000-2004 et en utilisant les statistiques d’accidents de l’ITOPF (International Tanker Owners Pollution Federation), on voit que environ 99.99998% du pétrole transporté est arrivé à destination sans encombre. L’organisation du transport maritime du pétrole est complexe. De nombreuses sociétés et expertises sont en général impliquées dans l’organisation d’un voyage (construire et entretenir le bateau, le vérifier, choisir l’équipage, décider de la route à emprunter, …). Il appartient aux pays d’organiser des règles de sécurité au niveau mondial et, surtout, de les faire respecter par tous. Derrière les règlements qui peuvent sembler complexes se cachent des décisions utiles prises en commun par les pays pour le bien-être et la sécurité de tous. Figure 56: Vue du Tanker iranien Iran Dena, arrimé à la bouée de chargement d’un FPSO Les quantités de pétrole transportées par les navires pétroliers sont énormes : entre 1,5 et 1,9 milliard de tonnes chaque année depuis 20 ans. En remontant dans le passé, ce chiffre était de 500 millions de tonnes en 1960 et de 100 millions de tonnes en 1935. La part du transport de pétrole représente en tonnes, suivant les années, entre un tiers et la moitié de l’ensemble du commerce maritime dans le monde. Les navires pétroliers, appelés aussi tankers, peuvent avoir des tailles très différentes. Ils sont classés en fonction de leur capacité de transport mesurée en tonnes de brut. Figure 57: Carte des principaux flux de pétrole dans le monde en 2003 (en millions de tonnes). La capacité de la flotte pétrolière mondiale est d’environ 280 millions de tonnes. Les routes principales pour le transport du pétrole brut partent du Moyen-Orient vers l’Europe et les États-unis en passant par le cap de Bonne-Espérance au sud de l’Afrique, ou via le canal de Suez si le bateau n’est pas trop gros. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Il existe aussi des routes qui partent vers l’Extrême-Orient (Japon, Chine, Corée du Sud) en passant par le détroit de Malacca (entre Sumatra et la Malaisie). Un gros pétrolier voyage entre 15 jours et 1 mois entre son chargement au Moyen-Orient et la livraison de son brut en Europe. Pour les transports de produits raffinés, il existe d’autres routes, en général plus courtes, soit à l’intérieur des eaux européennes, soit plus globales avec des échanges Europe - Etats-Unis, ou Europe - Asie, … Les coûts de transport fluctuent beaucoup en fonction de l’offre et de la demande et peuvent varier du simple au double en fonction de la période de l’année. A qui appartiennent tous ces géants des mers ? Comment est organisé le transport maritime ? C’est la question qui revient toujours dès que se produit un accident ou qu’on cherche des solutions pour les éviter. Quand on parle de transport maritime, il faut bien distinguer d’un côté le propriétaire du navire et d’un autre le propriétaire de la cargaison pétrolière. Ce sont rarement les mêmes. Autrefois, la plupart des compagnies pétrolières possédaient des filiales de transport maritime de brut. Mais aujourd’hui, à quelques exceptions près, les tankers ne leur appartiennent plus. Elles ne sont propriétaires que des cargaisons et ceci notamment pour des raisons d’organisation. Après le choc pétrolier de 1973, en effet, certaines compagnies pétrolières ont perdu le contrôle de la gestion des réserves d’hydrocarbures au profit des compagnies nationales des pays producteurs. Du coup, elles ont perdu en même temps la possibilité de planifier les transports à leur gré. Elles ont donc délégué le transport maritime à des sociétés spécialisées, plus souples dans leur gestion. En ce qui concerne la sécurité du transport, le propriétaire du navire n’est pas le seul responsable. Le pays d’immatriculation du navire (on parle de pavillon) doit aussi s’assurer de l’état du bateau et des pratiques à bord. De nombreux pays font ça très sérieusement. Certains pays, pourtant, offrent d’immatriculer des navires en prélevant des taxes et impôts très faibles mais, en contrepartie, ils n’assurent pas de contrôle technique sérieux. Ces pays sont accusés de délivrer des « pavillons de complaisance ». De son côté, l’armateur du navire (parfois aussi le propriétaire) est chargé d’assurer l’équipement et la sécurité du navire. Il doit pour cela le faire inspecter et certifier régulièrement. Ce travail de certification est effectué par des organismes de classification des navires, qui délivrent une « autorisation de naviguer ». Enfin, c’est aussi l’armateur qui choisit l’équipage et s’assure de sa compétence et sa motivation. Comment une compagnie pétrolière fait-elle pour trouver un bateau pour transporter une cargaison d’hydrocarbures ? Les compagnies pétrolières qui ont besoin de transporter une cargaison effectuent une identification préliminaire des navires disponibles aux dates qui leur conviennent et en Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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retiennent un parmi ceux disponibles. Puis elles vérifient qu’il remplit bien les critères qu’elles se sont imposés en termes de construction, gestion et formation des équipages. En général, les caractéristiques du navire, l’état d’entretien, la qualité des opérations, sont vérifiées périodiquement lors d’inspections réalisées par des spécialistes mandatés par les compagnies pétrolières. Les renseignements recueillis figurent dans de grandes bases de données informatiques partagées comme le SIRE (Ship Inspection Report Exchange), créé en 1993. Entre avril 2004 et avril 2005, le SIRE a rassemblé 10 000 rapports concernant 4 000 navires inspectés. En fonction des informations qu’elle obtient sur le navire, la société décide alors d’utiliser le navire ou non. Chaque compagnie possède ainsi ses critères de refus pour des navires qu’elle ne considère pas comme assez fiables. Par exemple, elle peut exclure des navires en fonction de leur âge, de la société de classification, de la formation de l’équipage ou de rapports d’inspection défavorables. 2.5.1.2. Le transport par voie terrestre L’industrie pétrolière a fait le choix de privilégier le transport maritime du pétrole, pour des raisons de plus grande souplesse. Le transport terrestre par oléoducs reste néanmoins important, en particulier dans des pays immenses comme la Russie. Il faut aussi acheminer le pétrole qui va être transporté par bateau jusqu’à un port. De même, dans les pays industrialisés, il existe d’importants réseaux d’oléoducs qui transportent du brut vers les raffineries situées à l’intérieur des terres mais aussi des produits sortant des raffineries (les produits finis) vers les grands centres de consommation. Les oléoducs sont de gros tuyaux qui peuvent transporter de grandes quantités de pétrole, jusqu’à plusieurs dizaines de millions de tonnes par an. Le pétrole y circule grâce à sa mise en pression par des stations de pompage situées tous les 60 à 100 km. Sa vitesse dans les tuyaux est d’environ 2 mètres par seconde (7 km/h).

Figure 58: Oléoduc par voie terrestre. Comme pour le transport maritime, la sécurité est un élément important pour les oléoducs. Mais il n’y a normalement pas de graves « inondations noires ». En effet, dès qu’un oléoduc est rompu par accident ou sabotage, on arrête le pompage et la pollution reste limitée. Mais les choses deviennent plus graves si on ne surveille pas l’état des tuyaux. Le pétrole est toujours plus ou moins corrosif parce qu’il contient un peu de gaz acides (CO2, H2S). Les conduites s’abîment par l’intérieur et, si on ne les change pas à temps, elles finissent par fuir et laissent échapper du pétrole. Ce problème touche par exemple certaines zones en Sibérie. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Figure 59 : Projets d'Oléoducs (1)

Figure 60: Projets d'Oléoducs (2)

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La construction des grands oléoducs traversant plusieurs pays fait l’objet d’intenses négociations. Derrière ces négociations, on retrouve la géopolitique des besoins en énergie… et la géopolitique tout court. Par exemple, que vont devenir les nouvelles réserves pétrolières d’Asie centrale, autour de la mer Caspienne ? Les nouveaux oléoducs se dirigeront-ils vers l’Est, vers la Chine, assurant un approvisionnement sûr à ce pays de plus en plus gourmand en énergie ? Vers le Sud-Est, à travers l’Afghanistan et le Pakistan? Vers le Sud-Ouest, à travers l’Iran, le tracé le plus économique ? Ou vers le Nord-Ouest, vers la Russie qui pourrait ainsi conserver le contrôle des destinations finales? 2.5.1.3. Le stockage du pétrole Le pétrole brut qui arrive à destination n’est pas toujours immédiatement utilisé dans une raffinerie. De plus, les pays développés se sont rendus compte depuis longtemps de l’importance stratégique du pétrole. Ils se sont engagés à constituer des stocks obligatoires de produits pétroliers (brut ou produits finis) correspondant à trois mois d’importations. Ces engagements concernent les membres de l’Union Européenne depuis 1968. Suivant les pays, ces stocks stratégiques sont gérés par des organismes d’Etat ou privés (ou les deux). En France, les gestionnaires des stocks ont pour objectif d’assurer pour chaque région une disponibilité de dix jours de super et de quinze jours de gazole et de fioul. Les produits pétroliers sont stockés dans des cuves de taille variable, qui peuvent être enterrées. En France, il existe plus d’une cinquantaine de centres de stockage de produits liquides. Le souci principal des gestionnaires de ces centres est la sécurité. Sécurité incendie, bien sûr. Mais aussi la prévention des risques de pollution des sols et des nappes phréatiques à cause de fuites. Pour cela, l’état des cuves et de leur corrosion est régulièrement inspecté.

2.5.2. Le transport du gaz Globalement, les problèmes de transport et de stockage du gaz sont les mêmes que pour le pétrole. Pays producteurs et pays consommateurs sont éloignés et il faut acheminer le gaz des uns vers les autres. Mais dans les détails, les choses sont assez différentes. Pour le gaz, on privilégie le transport terrestre ou sous-marin par gazoducs.

Figure 61: Carte des principaux flux de gaz dans le monde en 2003 (en milliards de mètres cubes).

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A la différence du pétrole et comme son nom l’indique, le gaz est à l’état gazeux à la température et à la pression ordinaires. Ce qui signifie que, pour une même quantité d’énergie, il occupe 600 fois plus de place que du pétrole. Alors, pas question d’affréter des bateaux pour transporter du gaz à l’état gazeux. Cela coûterait…600 fois trop cher ! La méthode de transport la plus courante se fait donc par gazoducs. Il y a des gazoducs sous-marins, comme ceux qui relient les gisements norvégiens aux terminaux européens ou ceux reliant l’Afrique du Nord à la Sicile. Et, bien sûr, des gazoducs terrestres comme ceux qui acheminent le gaz russe vers l’Union Européenne. Ces gazoducs, on ne les voit pas : pour des raisons de sécurité, ils sont enterrés. Le gaz, comprimé, y circule à grande vitesse, grâce à des stations de compression disposées régulièrement tout au long du réseau. Mais, dans certains cas, la construction de gazoducs est techniquement impossible ou coûte trop cher. Par exemple, pour transporter du gaz nigérian vers l’Europe, ou du gaz qatariote vers le Japon. Pour résoudre ce problème, on met en œuvre une méthode de transport par bateau basée sur la liquéfaction du gaz (GNL, gaz naturel liquéfié).

Figure 62 : La chaîne du GNL Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Figure 63: Gazoduc de Gasandes, long de 460 kilomètres reliant le réseau argentin à Santiago du Chili à travers la cordillère des Andes. 2.5.2.1. Le stockage du gaz La consommation de gaz n’est pas régulière. En France, les écarts saisonniers vont de 1 en été à 8 en hiver. Un stockage du gaz est donc indispensable pour pouvoir ajuster l’offre à la demande. La méthode la plus évidente est celle du stockage sous forme liquéfiée dans des cuves géantes. Mais il y a mieux ! Le gaz peut être stocké dans des réservoirs naturels du sous-sol, comme si on créait un gisement artificiel. Les capacités de stockage sont énormes (on compte en milliards de m³). Et il n’y a pas besoin de réfrigérer le gaz pour le liquéfier. Les sites géologiques doivent présenter un bon réservoir et une bonne couverture et être situés à une profondeur suffisamment faible (environ 500 m) pour que l’injection du gaz ne dépense pas trop d’énergie : ils ne sont donc pas très nombreux. En France, il y en a aujourd’hui une dizaine en exploitation. Le plus important est celui de Chémery, dans le Loir-et-Cher (7 milliards de m³).

Figure 64: Vue aérienne de l’usine de gaz naturel liquéfié (GNL) de Bontang (Indonésie) avec ses bacs de stockage et son quai de chargement des méthaniers.

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2.6. Le trading du pétrole et du gaz Trading, en anglais, veut dire commerce. Le trading pétrolier désigne les opérations financières liées au commerce des cargaisons d’hydrocarbures. L’organisation de ce commerce est complexe. Toutes les grandes compagnies pétrolières possèdent des filiales de trading. Leur premier objectif est de veiller à l’approvisionnement régulier en brut de leurs raffineries, d’ajuster la demande de celles-ci à l’offre à court terme. Pas question qu’une raffinerie s’arrête de fonctionner plusieurs jours parce qu’elle n’aura pas reçu de pétrole au moment voulu !

Figure 65: Salle de trading d’opérations "brut" à Genève (Suisse). Le rôle du trading Le rôle des traders est d’acheter un peu à l’avance le pétrole nécessaire en quantité et en qualité. Mais qui dit acheter dit aussi vendre. Un trader habile peut très bien acheter une cargaison de pétrole à un prix plutôt bas pour la revendre rapidement avec un bénéfice, si d’autres ont plus besoin que lui de cette cargaison et sont prêts à y mettre le prix. Ainsi, il n’est pas rare qu’une cargaison de brut change de propriétaire pendant son transport, parfois plusieurs fois : partie pour les Etats-Unis, elle est rachetée en cours de route par un raffineur de Rotterdam aux Pays-Bas pour finalement aboutir à la raffinerie de Fos-sur-Mer qui en avait le besoin le plus pressant. Le trader s’occupe aussi de négocier les produits finis issus des raffineries. Et, bien sûr, si la compagnie n’en a pas besoin pour ses raffineries, de vendre le brut dont elle est propriétaire. Les traders achètent et vendent des cargaisons sur un marché réel du pétrole, organisé au niveau mondial. Il s’agit de quantités de pétrole qui existent physiquement et dont le transport va avoir lieu très prochainement ou même est déjà en cours. Ces marchés s’appellent des marchés « spot ». Figure 66: Traders en charge des opérations essence / naphta dans une salle de trading à Genève (Suisse). Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Le trader achète donc du brut pour alimenter une raffinerie qui va le transformer en produits pétroliers adaptés au consommateur. Entre la date de l’achat du brut et la livraison au consommateur des produits de la raffinerie issus de cette cargaison, plusieurs mois ont pu se passer. Et pendant cette période, le prix du brut a pu varier : s’il est monté, pas de problème. Mais s’il est descendu, le prix de vente des produits de la raffinerie a aussi baissé : résultat, notre trader a perdu de l’argent sur des produits de raffinerie fabriqués à partir d’un brut cher et vendus bon marché à la suite d’une chute des cours du pétrole. Pour se prémunir contre ce risque, il existe un mécanisme financier qu’on appelle couverture et qui se passe sur un marché spécial appelé marché à terme. Le trading peut générer des profits importants. C’est pourquoi il existe aussi des sociétés de trading indépendantes de l’industrie pétrolière et dont les objectifs sont purement financiers. Ces sociétés travaillent un peu sur les marchés spot, mais surtout sur les marchés à terme.

2.7. Le raffinage du pétrole et du gaz: répondre à la demande L’essence ou le gazole qu’on met dans le réservoir de la voiture, le fioul qu’on brûle pour se chauffer l’hiver, le gaz de la bonbonne qui contribue à nos bons petits plats et tous les produits dérivés qui accompagnent notre vie quotidienne…tout cela vient du pétrole. Mais on n’utilise jamais du pétrole brut directement. Pourquoi cela ? Pourquoi n’y a-t-il pas de moteurs ou de chaudières à pétrole brut ? La raison en est simple : le pétrole brut est un mélange variable de plusieurs hydrocarbures en différentes quantités suivant la densité du produit et il n’y a pas un pétrole brut, mais une multitude de bruts différents. En fait, chaque gisement de pétrole a son histoire et possède sa composition particulière en différents hydrocarbures. Certains, noirs et visqueux, contiennent beaucoup de molécules lourdes. D’autres, bruns et plus fluides, sont plus légers. Ils contiennent plus ou moins de gaz dissous. Et tous comportent des proportions variables de produits soufrés ou acides, très corrosifs pour les métaux. Il n’existe pas, bien sûr, de moteur universel adapté à n’importe quel carburant, ni de chaudière résistante à ces corrosions très agressives.

Figure 67: Raffinerie d’Anvers (Belgique). C’est pourquoi les pétroles bruts doivent être purifiés et transformés en produits de composition à peu près constante, bien adaptés à leur utilisation. Ces transformations sont effectuées dans les raffineries. Mais attention !,le pétrole qui arrive en raffinerie, n’est pas celui du puits, il a été « nettoyé » en enlevant l’eau, les gaz acides,…etc… et ce avant même son transport Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Mais l’objectif d’un raffineur est avant tout de répondre à la demande en produits pétroliers. Aujourd’hui, le développement des transports routiers et aériens s’est accéléré, et la demande en produits légers est montée en flèche. Parallèlement, on brûle beaucoup moins de produits lourds pour produire de l’électricité ou pour se chauffer. La demande mondiale est environ de 40 % pour les produits légers (carburants), 40 % pour les produits moyens (fioul, gazole) et 20 % pour les produits lourds. Le seul pétrole correspondant à peu près à ces proportions est le brut léger du Sahara algérien. Mais la plupart des bruts extraits dans le monde contiennent plus de produits lourds. Figure 68: Huile extra-lourde. Des raffineries composées uniquement d’une tour de distillation, comme autrefois, ne suffisent donc plus. Il faut d’autres unités de production dont le but est de transformer (on dit aussi convertir) les produits lourds en produits légers. Pour cela, il existe plusieurs techniques de raffinage. C’est pour ces raisons de coûts de transformation que les bruts plus lourds coûtent moins cher que les légers. Cette nécessité d’adapter les raffineries à la demande en produits pétroliers explique aussi la localisation des raffineries dans le monde. Beaucoup d’entre elles se trouvent dans les pays riches gros consommateurs, même chez ceux qui n’ont pas de pétrole ! En construisant des raffineries chez eux, ils se sont assurés une politique de raffinage indépendante.

Figure 69: Raffinerie de pétrole brut de Feyzin (France).

2.7.1. Le raffinage, mode d'emploi Comment traite-t-on un brut, ce mélange de molécules des plus légères aux plus lourdes ? On va le chauffer et provoquer son évaporation progressive. Par exemple, quand on chauffe un fond de casserole d’eau, de petites bulles apparaissent d’abord avant 100 °C : ce sont les gaz dissous dans l’eau qui s’échappent. Puis, à 100 °C, l’eau bout à gros bouillons et s’évapore complètement. Au fond de la casserole, on trouve des résidus blanchâtres de sels, qu’il faudrait chauffer à très haute température pour les vaporiser. Pour le pétrole, c’est le même principe. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Le brut qui entre dans une raffinerie va subir une série d’opérations, pour aboutir aux produits dont les industriels ou nous-mêmes avons besoin au quotidien. Il y a trois grandes familles d’opérations : la séparation, pour obtenir les différents types de produits des plus lourds aux plus légers, la transformation (ou conversion), pour modifier les proportions naturelles des types de produits pour répondre à la demande des consommateurs, l’amélioration, pour éliminer les composants indésirables et modifier les caractéristiques de certains produits pour les rendre compatibles aux normes. La séparation se fait par distillation fractionnée. Le pétrole est injecté à la base d’une tour de 60 m de hauteur, appelée topping ou colonne de distillation atmosphérique (parce que la pression utilisée est proche de la pression atmosphérique). Là, on le chauffe à 350/400 °C. La plus grande partie s’évapore et commence à monter dans la tour. Il ne reste à la base de la tour que les produits très lourds, les résidus. A mesure que les vapeurs montent, la température diminue. Les fractions les plus lourdes de ces vapeurs vont se condenser en liquides, qu’on pourra récupérer sur des plateaux situés à différents niveaux dans la tour. Et ainsi de suite, jusqu’en haut de la tour où la température est de 150 °C. Là, on récupère les dernières vapeurs qui ne se sont pas condensées : les gaz de pétrole. Ce principe permet de récupérer une dizaine de types de produits, des bitumes jusqu’au gaz, qu’on appelle des coupes pétrolières.

Figure 70: Colonne de l’unité de distillation atmosphérique de la raffinerie de Provence à La Mède (France).

Mais les résidus lourds de cette première distillation ont su retenir une proportion notable de produits de densité moyenne. On les soumet donc à une deuxième distillation plus poussée, cette fois sous vide. En haut de la colonne de distillation sous vide, on récupère du gazole et à sa base des fiouls lourds. La conversion : on demande beaucoup de produits légers, mais la séparation a donné des proportions importantes de lourds. Qu’à cela ne tienne, les molécules lourdes vont être cassées en petits morceaux ! L’opération majeure de conversion de produits lourds en produits légers s’appelle le craquage catalytique. Il s’effectue à haute température : 500°C, en présence d’un catalyseur (c’est-à-dire d’une substance favorisant les réactions chimiques sans y participer directement). Ce traitement est très énergique : plus des ¾ des produits lourds sont transformés en gaz, essence et gazole. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Le résultat est encore plus efficace si on ajoute de l’hydrogène (hydrocraquage) et si on fait intervenir des procédés d’extraction du carbone (conversion profonde). En fait, tous les lourds sont transformables en légers, mais il faut y mettre le prix. Et les conversions profondes sont grosses consommatrices d’énergie. Figure 71: Vue de l’unité de craquage catalytique de la raffinerie de Donges (France). Présence d’un catalyseur fluidisé. L’amélioration : les produits issus de la distillation et de la conversion doivent être débarrassés de molécules corrosives ou néfastes à l’environnement, en particulier le soufre. La désulfuration du gazole s’effectue à 370 °C, sous 60 bars de pression et en présence d’hydrogène. Les atomes de soufre quittent les hydrocarbures pour l’hydrogène en donnant du sulfure d’hydrogène H 2 S. Ce dernier sera ensuite traité pour donner du soufre, qui formait ces gros tas jaunes qu’on voyait dans l’enceinte de certaines raffineries (aujourd’hui le soufre est stocké dans des réservoirs maintenus en température pour le garder liquide).

Figure 72: Unité de désulfuration de la raffinerie d’Anvers. Les normes européennes sur les émissions de soufre dans l’atmosphère sont très sévères. Elles le sont plus encore depuis le 1er janvier 2005 : les raffineurs auront quelques années pour s’y conformer, c’està-dire pour repenser et réformer leurs unités de désulfuration pour abaisser encore la teneur en soufre des carburants. D’autre part, certains produits, comme les essences, ne peuvent pas être utilisés directement dans les moteurs à cause de leurs propriétés détonantes (quand votre moteur fait « boum »). Ils ont un indice d’octane trop faible. L’indice d’octane mesure la capacité anti-détonante d’une essence ou d’un super. Figure 73: Unité d’alkylation de la raffinerie de La Mède (France). Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Plus il est proche de 100, mieux c’est ! Le 95 et le 98 représentent l’indice d’octane. Les moteurs modernes, avec des taux de compression très élevés, ont besoin d’essences à haut indice d’octane. La principale opération permettant d’augmenter l’indice d’octane s’appelle le reformage catalytique. L’essence passe dans 4 réacteurs successifs. 500 °C, 10 bars de pression, du platine comme catalyseur, voilà les conditions nécessaires pour qu’on ait un bon produit à la pompe ! D’autres méthodes permettent d’améliorer l’indice d’octane (alkylation, production d’éthers MTBE et ETBE à haut pouvoir anti-détonant).

Figure 74: Le raffinage

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Autre procédé d’amélioration, destiné cette fois aux gaz butane et propane et au kérosène : l’adoucissement. On lave les produits à la soude pour les débarrasser des mercaptans, produits soufrés nauséabonds et corrosifs (un mercaptan R-S-H est un alcool où l’atome de soufre occupe la place de l’atome d’oxygène). Toutes ces opérations doivent être effectuées en toute sécurité.

2.7.2. Les produits du pétrole raffiné

Figure 75: Le processus de raffinage, du pétrole brut jusqu'au produit final. A la base, les choses sont simples : les gaz butane et propane, sous forme de GPL (gaz de pétrole liquéfié), vont être utilisés pour les besoins domestiques ou ceux des véhicules à gaz ; l’essence et le gazole seront utilisés comme carburants ; le naphta partira vers un complexe pétrochimique, où il subira des transformations étonnantes ; le kérosène alimentera les moteurs des avions ; Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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le gazole fera tourner nos moteurs diesel ; le fioul domestique servira à nous chauffer l’hiver ; les huiles seront la base de tous les lubrifiants ; les bitumes revêtiront les routes. Mais, pour certains produits qu’il va proposer aux consommateurs, le raffineur améliorera encore les coupes, au-delà des procédés de conversion et d’amélioration. Il va effectuer des mélanges judicieux de différents produits pour parvenir à un produit fini de qualité, répondant aux normes de l’environnement. Par exemple, pour l’essence, il pourra mélanger essence de distillation directe et de reformage ou ajouter de l’ETBE et certains additifs bénéfiques pour les moteurs et leur durée de vie. De ces substances dont chaque compagnie pétrolière qui vend de l’essence garde jalousement le secret !

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2.8. La pétrochimie Du chewing-gum aux baskets, du rouge à lèvres aux sacs jetables, le pétrole imprègne complètement la vie quotidienne. Oh, pas directement, heureusement, sous sa forme première noire, poisseuse et nauséabonde. Mais par le miracle de transformations réalisées par les alchimistes des temps modernes : les pétrochimistes.

Figure 76: Boîtier de CD-Rom en polyéthylène.

La pétrochimie et en particulier les produits plastiques sont parfois critiqués mais, sans la couleur (les pigments et peintures) qui anime nos objets préférés comme nos CD et DVD, notre blouson de snowboard… on vivrait presque en noir et blanc ! En effet, les produits issus de la chimie du pétrole (la pétrochimie) sont nombreux et variés. Ils contribuent à notre confort, à notre plaisir et à notre sécurité. Pour tous ceux et celles qui sont nés après 1960, ces produits font tellement partie de la vie courante qu’on n’imagine même pas pouvoir s’en passer. Et pourtant, leur apparition dans notre vie quotidienne est vraiment très récente. Les anciens pourront d’ailleurs vous le dire : ils ont été enfants et ados sans connaître les fringues de sport en polyester, les Nike® , Adidas® et autres Reebok®, les sacs en plastique si pratiques, et même les coques de portable, les scooters et autres télévisions et ordinateurs. Incroyable ? Le fait est là : en 1950, les produits consommables issus de la pétrochimie atteignaient seulement 3 millions de tonnes dans le monde, dont la moitié de plastiques. En 2000, on en a produit 192 millions de tonnes dont 140 millions de tonnes de plastiques.

Figure 77: Exemple de produits dérivés de l'industrie pétrochimique : semelles de chaussures de sport. Pourquoi une arrivée si tardive de ces produits, alors que l’ère de l’utilisation massive du pétrole commence au début du XXe siècle ? Aux alentours des années 1930, l’essence, le gazole et le kérosène produits en grandes quantités par les raffineries avaient leurs utilisateurs assurés : tous les types de véhicules. Mais les raffineurs se sont retrouvés avec des quantités invraisemblables d’un produit invendable et non stockable car inflammable et polluant : le naphta (appelé aussi essence lourde). Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Le naphta est la coupe de distillation qui vient après le kérosène et avant l’essence. Les chercheurs ont réfléchi à ce problème apparemment insurmontable et ont trouvé la solution. Grâce à une aptitude chimique étonnante, la réaction de polymérisation, le naphta est aujourd’hui à l’origine de l’essentiel des produits dérivés du pétrole. Figure 78: Usine Arkéma de Balan (France) qui fabrique les grands plastiques de notre quotidien. Comment fait-on pour passer de ce liquide à tous les « plastiques », qu’on appelle polymères, fibres synthétiques et autres détergents ? On utilise les techniques pétrochimiques dont la principale s’appelle le vapocraquage.

Figure 79 : La pétrochimie Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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2.8.1. La polymérisation et les polymères La coque du portable, le boîtier CD, le maillot de foot en polyester, les lunettes de soleil ou le pare-choc du scooter, c’est du solide ! Comment fait-on pour passer du naphta, cette essence lourde bel et bien liquide, à tous ces produits si différents, en général solides ? Par la magie d’une réaction chimique appelée la polymérisation ! En quoi consiste-t-elle ? Certaines molécules d’hydrocarbures, les monomères, sont capables, dans des conditions de température et de pression et en présence de catalyseurs (éléments favorisant le déclenchement de la réaction), de s’assembler en une seule molécule géante, le polymère. Les polymères, molécules énormes et lourdes, ont des propriétés physiques très différentes de leurs monomères. Ils peuvent être très durs et résistants aux chocs, ou au contraire moelleux et agréables au toucher. Certains résistent bien à la chaleur, d’autres sont quasiment biodégradables. Ils peuvent être rigides ou au contraire avoir une grande élasticité. Regardez le Lycra® présent dans tant de vêtements… comment a-t-on pu se passer de sa géniale élasticité ? Les monomères forment, en fait, une chaîne dont la propriété sera d’être rigide ou très molle suivant la nature de ses maillons. Avec le temps, les chercheurs et les industriels ont sélectionné les polymères les plus intéressants pour fabriquer les produits qui nous entourent. La recherche de nouveaux polymères toujours plus performants se poursuit, grâce à l’infinie richesse de la chimie organique qui offre des surprises toujours renouvelées.

Figure 80: La réaction de polymérisation La réaction de polymérisation modifie la nature chimique des composés en amenant des molécules de monomères à s’unir en de longues chaînes de molécules appelées polymères, en présence d’un catalyseur.

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2.8.2. Les techniques pétrochimiques La réaction de polymérisation est appliquée notamment aux bases pétrochimiques. Les principales bases pétrochimiques sont : le naphta, le gazole et le butane. Ces bases pétrochimiques sont traitées en usine dans des unités appelées vapocraqueurs. L’objectif est de casser les molécules sous l’action de la chaleur en présence de vapeur d’eau pour obtenir les produits de base suivants : des alcènes (oléfines) : éthylène, propylène et butadiène (éthène, propène, butène) ; des hydrocarbures aromatiques (cycliques insaturés) : benzène, toluène, xylène ; le gaz de synthèse, mélange d’hydrogène et de monoxyde de carbone CO, produit par une oxydation partielle du méthane du gaz naturel.

Figure 81: Schéma illustrant le fonctionnement du vapocraquage. En général, les vapocraqueurs se trouvent sur le site des grandes raffineries : ils utilisent en effet des produits qui en proviennent. La technique du vapocraquage est cousine proche des techniques utilisées en raffinage. Une fois nos polymères fabriqués, il y a encore beaucoup à faire ! Ils se présentent en effet souvent sous forme de granulés ou de poudres. Il faut les transformer pour leur donner une forme, une texture, une couleur et les propriétés qu’on attend d’eux : Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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résistance aux chocs, à la chaleur ou à l’usure, rigidité, flexibilité ou élasticité, toucher agréable… Pour cela, ils vont subir une série de traitements : chauffage, fusion, moulage, addition d’autres produits… mais nous sortons là du cadre de la pétrochimie pour entrer dans celui des industries des plastiques (qu’on appelle la plasturgie), du textile ou des cosmétiques !

Figure 82: Vapocraqueur de la raffinerie de Feyzin, près de Lyon (France). Le vapocraqueur de la raffinerie de Feyzin, près de Lyon (France) permet, par pyrolyse d’essence à plus de 820°C en présence de vapeur d’eau, de produire les grands intermédiaires de la chimie de synthèse.

Figure 83: Vue de l’unité d’extraction des essences aromatiques – Feyzin (France).

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2.9. La logistique pétrolière Chacun, dans son habitation et avec son véhicule à moteur (scooter, voiture), est un consommateur de produits pétroliers. Entre la raffinerie où sont produits fioul, gazole, essence et gaz et le consommateur, il existe un réseau de distribution qui permet d’acheminer ces produits jusqu’à leur destination finale. Mettre à la disposition de chacun le bon produit au bon moment, au bon endroit, au meilleur coût et dans les meilleures conditions de sécurité, voilà les objectifs de la logistique pétrolière.

Figure 84: Schéma de la chaîne logistique pétrolière.

Quel que soit le pays, la logistique comprend les mêmes étapes. Il faut assurer la disponibilité permanente de tous les produits pour répondre aux besoins de tous les utilisateurs : particuliers, usagers de la route, industriels, administrations et services publics… L’approvisionnement, le stockage, le transport et la livraison des produits doivent aussi s’effectuer avec un maximum de garanties de sécurité et de protection de l’environnement.

Figure 85: Vue aérienne du Dépôt de Gennevilliers (France).

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2.9.1. Les dépôts pétroliers Quel que soit le pays, les raffineries pétrolières ne sont jamais très nombreuses. Certains pays n’en disposent même pas. Dans tous les cas, amener les produits pétroliers directement de la raffinerie au consommateur serait trop compliqué : on aurait des quantités de camions qui parcourraient d’énormes distances. Les produits transitent donc par des lieux de stockage intermédiaires, destinés à approvisionner chacun une région : ce sont les dépôts pétroliers. Ces dépôts sont également nécessaires pour une autre raison : pour faire face à une éventuelle rupture d’approvisionnement, concernant soit l’arrivée du brut en raffinerie, soit la sortie de produits finis si la raffinerie est arrêtée pendant une longue durée. Les opérateurs de distribution pétrolière de nombreux pays, dont la France, sont ainsi tenus de maintenir des stocks équivalents à 3 mois de consommation, appelés stocks stratégiques. Les produits pétroliers sont acheminés des raffineries aux dépôts par des moyens de transport dits massifs : oléoducs, trains de wagons-citernes, barges fluviales, bateaux. La taille des dépôts pétroliers est très variable, en moyenne de 10 000 à 300 000 m3. Les produits stockés sont principalement le fioul, essences et gazoles, mais aussi les gazoles spéciaux destinés aux agriculteurs ou aux pêcheurs, les carburants pour l’aviation.

Figure 86: Coupe simplifiée d’un réservoir pétrolier. Un dépôt pétrolier comprend 10 à 30 réservoirs en acier. La taille d’un réservoir peut atteindre jusqu’à 60 000 m3. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Chaque dépôt possède entre 3 et 12 postes de chargement des camions qui vont livrer les produits aux différents consommateurs. En France, il existe une soixantaine de dépôts principaux appartenant aux grands opérateurs pétroliers. Ils alimentent les stations-service et de nombreux dépôts secondaires gérés par des revendeurs indépendants. Les camions-citernes utilisés transportent 10 à 30 tonnes d’un ou plusieurs produits (dans ce dernier cas, les citernes sont compartimentées). Les produits sont régulièrement contrôlés sur toute la chaîne de distribution, de la raffinerie aux consommateurs pour garantir le maintien de la qualité des produits et l’absence de mélanges. En France, les opérateurs pétroliers doivent faire face à une réduction régulière du nombre de dépôts : plus de 300 dépôts de plus de 400 m3 ont été fermés entre 1973 et 2001

Figure 87: Bac de stockage d’hydrocarbures au dépôt pétrolier du Mans (France), avec des alimentations antiincendie au premier plan.

2.9.2. Un enjeu prioritaire : la sécurité du pétrole Les produits pétroliers sont des produits dangereux. Les risques qui leur sont associés sont l’incendie, l’explosion ou la pollution. La sécurité des dépôts et de la chaîne de distribution est donc une priorité absolue. En Europe, les réglementations de sécurité sont très sévères. Comme les raffineries, les dépôts pétroliers sont classés « Seveso 2 » et sont donc contrôlés très régulièrement par l’administration. Un dépôt comprend de nombreux dispositifs de sécurité, en particulier au niveau de chaque réservoir : des soupapes de sécurité et, pour les réservoirs contenant des produits volatils, des écrans flottants qui limitent la dispersion des vapeurs d’hydrocarbures ; Figure 88: Vue du chargement d’un camion-citerne au dépôt pétrolier SPRL (Société des Pipelines de la Raffinerie de Lorraine) de Hauconcourt (France). Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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des alarmes et des détecteurs d’hydrocarbures dans les cuvettes de rétention pour y détecter toute fuite ; des alarmes et des vannes de fermeture automatique en cas de fuite sur une canalisation ; des installations anti-incendie fixes (couronnes d’arrosage, rideaux d’eau) et mobiles (canons à eau) avec des réserves suffisantes d’eau et d’un produit moussant (émulseur), pour éteindre un éventuel incendie.

Des exercices d’incendie ont lieu chaque mois, ainsi que des manœuvres annuelles de simulation avec les pompiers.

Figure 89: Les différents types d’installations d’un dépôt pétrolier. Le respect de l’environnement est également assuré. Chaque dépôt comporte les dispositifs suivants : une unité de récupération de vapeurs émises aux postes de chargement des camions pour la protection de l’air ; Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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des bassins de confinement pour récupérer les eaux de surface et des séparateursdécanteurs pour les dépolluer ; des cuvettes de rétention autour des réservoirs et des canalisations étanches et faciles à inspecter, pour la protection des sols ; une collecte des déchets (chiffons huileux, boues de fonds de cuves) qui sont ensuite incinérés par des entreprises spécialisées. Enfin, la sécurité de la distribution n’est pas oubliée. Les chauffeurs des camions de livraison doivent posséder un permis spécial pour le transport des hydrocarbures. Les camions et le matériel sont régulièrement inspectés. Et les points de livraison sont inspectés par les compagnies pétrolières, même s’ils ne leur appartiennent pas.

Figure 90: Chargement des carburants en dépôt et récupération des vapeurs en bac de stockage.

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2.10. La consommation des produits pétroliers Consommer des produits pétroliers, c’est avant tout remplir le réservoir d’essence de la voiture. Mais les automobilistes ne sont pas les seuls utilisateurs de produits pétroliers ! On en consomme : dans les transports : tous les carburants pour les voitures des particuliers (essence ou GPLc – gaz de pétrole liquéfié carburant –), mais aussi pour les camions des entreprises de transport, les avions des compagnies aériennes, les locomotives diesel des chemins de fer, etc ; dans l’habitat : du fioul, du GPL ou du gaz de ville en vrac ou en bouteilles pour le chauffage ou les besoins de tous les jours comme la cuisine ; dans l’industrie : les chaudières industrielles, les centrales électriques thermiques à gaz ou à fioul, les industries employant les produits des raffineries non carburants que sont les spécialités ; dans l’industrie pétrochimique : du naphta et du gaz pour la pétrochimie qui va fournir de la matière première aux industries des plastiques, du textile, etc. dans les travaux publics : le produit essentiellement utilisé est le bitume, de l’autoroute au chemin communal jusqu’au tarmac des aéroports ; dans l’agriculture : pour les tracteurs et autres machines agricoles, le chauffage des serres et l’étuvage.

Le réseau de distribution Ces produits, il faut les acheminer vers tous ces utilisateurs. Comment sont-ils délivrés ? Il existe un réseau très complet de distribution. Les gros utilisateurs, des industriels, sont livrés directement depuis les raffineries par chemin de fer (wagons-citernes), par barges sur les rivières et canaux ou même par oléoducs de produits finis.

Figure 91: Vue de nuit de la station-service Total du relais de Chanteraine sur l’autoroute A10, à Limours-Bris-sousForges (France).

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2.10.1. Les différents types de carburants Quels sont les différents types de carburants? Il suffit de penser aux différents types de véhicules : les voitures, les camions, les avions. Pour les véhicules terrestres, il existe deux grands types de moteurs : le moteur à essence et le moteur Diesel. Ils sont anciens puisqu’ils ont été inventés au XIXe siècle. Tous deux fonctionnent sur le même principe : celui du moteur à explosion. Un mélange d’air et de carburant introduit dans un cylindre et qui s’enflamme en produisant des gaz de combustion. Ces gaz déplacent un piston dans le cylindre. L’énergie du déplacement du piston est convertie en rotation d’un arbre moteur, qui va entraîner les roues du véhicule. Leur différence principale ? L’allumage du mélange air/carburant, qui est commandé dans le moteur à essence, c'est-à-dire provoqué par une étincelle électrique fournie par les bougies. Les moteurs Diesel sont, eux, à auto-allumage: les fortes pressions (et fortes températures du fait des fortes pressions) dans le cylindre suffisent pour un allumage spontané. Le premier moteur à explosion (1806) fonctionnait à l’hydrogène et le tout premier moteur Diesel (1892) marchait à la poudre de charbon ! Les choses ont bien changé depuis. Les moteurs à essence fonctionnent au SP 95 ou au SP 98 et les moteurs Diesel au gazole. SP pour sans plomb, une avancée majeure dans la protection de l’environnement. Jusqu’à la fin du XXe siècle, on n’avait pas trouvé mieux que le plomb tétraéthyle (C 2H 5) 4–Pb comme substance antidétonante pour l’essence. Le plomb était alors utilisé (sans problème) car il augmente l’indice d’octane tout en servant de lubrifiant aux soupapes Gros inconvénient qu’on a découvert au fil du temps : des masses énormes d’oxyde de plomb, un métal très toxique, étaient lâchées dans l’atmosphère ! Les chercheurs des compagnies pétrolières et les raffineurs ont su s’adapter aux nouvelles exigences environnementales et produire les essences sans plomb en utilisant d’autres molécules antidétonantes sans danger et compatibles avec les moteurs modernes. Le 95 et le 98 représentent 2 indices d’octane, qui mesurent justement le pouvoir antidétonant d’une essence. Plus l’indice d’octane est proche de 100, mieux c’est. Figure 92: Plan de coupe d'un moteur à essence.

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Des carburants adaptés aux moteurs Aujourd’hui, la majorité des voitures utilisent l’essence, mais les voitures Diesel sont de plus en plus nombreuses : carburant moins cher, consommation moindre, performances très proches de celles des moteurs à essence. Le parc automobile de véhicules légers en France compte 43 % de diesels (contre 33 % en 1999 et 60 % prévus en 2010). Tous véhicules confondus, le marché du gazole représentera quatre fois celui de l’essence en 2010. Il existe aussi d’autres carburants automobiles encore peu utilisés. De gros progrès ont été faits du point de vue de la consommation et donc de l’économie d’énergie. On en est à 5 l au 100 km pour une petite voiture et autour de 10 l aux 100 km pour une grosse, soit près de deux fois moins qu’il y a 40 ans. La F1, elle, est restée très gourmande : pas loin de 100 l aux 100 km ! C’est le prix à payer pour cet extraordinaire « banc d’essai », qui permettra au bout du compte des économies dans les véhicules de série. Les poids lourds et les locomotives Diesel fonctionnent au gazole. Les carburants pour les avions sont de deux types : le kérosène (très proche du gazole) pour les gros avions de ligne à turbines ou turboréacteurs et l’essence aviation (Avgas) pour l’aviation légère et ses moteurs à piston, tout en n’oubliant pas d’alimenter avec ce produit « nos » hélicoptères, engins indispensables sur presque tous les sites pétroliers. L’essence aviation nécessite un très haut indice d’octane (indice maximum 100). C’est une essence plombée, l’une des dernières à être encore utilisée.

2.10.2. La qualité de service Le meilleur endroit pour juger de la qualité de service d’un fournisseur de produits pétroliers, c’est la station-service. Tous les utilisateurs d’une voiture s’y rendent régulièrement. Sur les routes en France, on peut distinguer : les stations à l’enseigne des compagnies pétrolières (environ 15 000 en France en 2002), les stations des supermarchés (autour de 4 500 en 2002), les stations autoroutières (343 en 2002), où l’essence est plus chère mais qui sont ouvertes 24h/24 et qui apportent souvent des services particuliers (toilettes, espaces bébés, aires de jeu, coins pique-nique, gonfleurs pour les pneus, petit supermarché avec produits locaux, espace communication…). En 2001, les enseignes de supermarché ont fait leur apparition sur autoroute : certaines vont bientôt carrément proposer des espaces boutiques de la taille d’un supermarché classique. Faites vos courses sur l’autoroute en rentrant de week-end ! Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Dans les stations-service hors autoroute, les compagnies pétrolières apportent un soin particulier à leurs utilisateurs en termes de qualité de service. On y trouve : équipements pour la voiture et installations de nettoyage, petite boutique pour se restaurer, se désaltérer et acheter des produits locaux. Figure 93: Un employé de la stationservice Total de la Chapelle sur Erdre (France). Et dans toutes leurs stations-service, la sécurité reste une priorité absolue pour ces compagnies. Ainsi, les pistolets des pompes que l’on enfonce dans l’ouverture du réservoir de la voiture pour le remplir sont équipés d’un système qui aspire les vapeurs d’essence ou de gazole et les renvoie dans la cuve où est stockée le carburant. Ca limite les risques d’incendie ! Cette cuve souterraine est constituée d’une double enveloppe et est équipée d’un détecteur de fuites.

Figure 94: Schéma d'une station-service. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Depuis de nombreuses années, les stations-service des compagnies pétrolières se heurtent à la concurrence des stations des supermarchés. Concurrence déloyale ? En tout cas pas illégale. Mais, pour les supermarchés, la vente d’essence ne pèse pas très lourd dans le chiffre d’affaires. Ils peuvent se permettre de faire très peu, voire aucun bénéfice sur les carburants : c’est à l’intérieur du supermarché qu’ils vont « se rattraper ». C’est l’inverse en station-service, où la vente de carburant représente, dans la plupart des cas, l’essentiel de l’activité. Les compagnies pétrolières ne peuvent pas descendre leurs prix en dessous d’un minimum à partir duquel la station n’est plus rentable, c’est-à-dire qu’il n’est plus possible de financer l’équipement de la station ou les salaires de ses employés. Elles jouent donc sur un autre registre : celui de la qualité des carburants, avec des additifs, des produits qui améliorent les performances des carburants. Chaque compagnie a les siens, dont le secret est bien gardé. Ces additifs assurent un meilleur nettoyage du moteur, un meilleur rendement, une durée de vie plus longue, ou encore moins de fumées ou une odeur de l’essence plus agréable.

Figure 95: Additivation des carburants essence et gazole. Les additifs de lubrifiance empêchent le grippage des pompes d’injection Les additifs de tenue à froid évitent la cristallisation des paraffines et permettent l’utilisation du gazole en saison très froide L’anti-corrosion sert à protéger les organes moteurs des risques éventuels de rouille ou de corrosion L’anti-mousse permet un remplissage complet et rapide des réservoirs sans débordement Les antioxydants garantissent la stabilité au stockage et évitent la formation de sédiments dans les cuves et les réservoirs Le désémulsifiant élimine les risques éventuels liés à l’introduction accidentelle d’eau dans les carburants Les détergents et les co-détergents servent à maintenir ou à restaurer la propreté des systèmes d’injection Le pro-cétane facilite l’auto-inflammation du gazole Le ré-odorant apporte une odeur agréable, immédiate et durable

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Une compagnie pétrolière française a revu complètement sa politique commerciale. Elle a ouvert des stations-service de marque discount - où le service est réduit au minimum destinées à concurrencer directement les supermarchés. Et elle s’est intéressée précisément à certains utilisateurs (routiers, utilisateurs du monde rural) en créant des stations-service répondant à leurs besoins spécifiques. Résultat : pour la première fois, en 2004, la part de marché des supermarchés dans la distribution de carburant a diminué, atteignant 55 % (contre 57 % auparavant).

Figure 96: Réapprovisionnement en carburant d’une voiture dans une station-service près de Lançonde-Provence (France).

2.10.3. Le prix des carburants et le cours du baril du pétrole Les cours du brut pétrolier sont très variables. Pourquoi ? Certaines perturbations politiques et, plus récemment, la mondialisation des échanges pétroliers ont rendu les prix très sensibles à toutes les informations, bonnes ou mauvaises, parfois sans discernement. Cette sensibilité des cours du brut est encore plus importante pour les produits finis qui sortent des raffineries, comme l’essence et le gazole. Mais le prix que l’on paie à la pompe est beaucoup plus élevé que le prix de revient de ces produits. Pourquoi cette différence ? Elle provient de la fiscalité du pays consommateur. Pour les trois grands pays européens (Allemagne, France, Grande-Bretagne), l’ordre de grandeur moyen de la taxe sur les produits pétroliers représente les trois quarts du prix de vente du produit. Les taxes Plus précisément, 1 euro d’essence correspond en moyenne aujourd’hui, en 2005, à : 23,5 centimes de coût de production du brut et de fiscalité du pays producteur, 1,5 centime de transport du brut, 3 centimes de raffinage du brut, 2 centimes de distribution de l’essence, 70 centimes de taxe pétrolière revenant à l’Etat. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Aux Etats-Unis, la taxe sur les produits pétroliers ne représente qu’un quart du prix de vente. C’est pour ça que l’essence y est beaucoup moins chère qu’en Europe. Malheureusement, une essence peu chère n’incite pas les consommateurs à faire des économies d’énergie ! La taxe sur les produits pétroliers représente entre 10 et 20 % des budgets des 3 grands pays européens.

Table 9: Chaîne des coûts pour les carburants automobiles en Europe, du gisement à la pompe (ordre de grandeur 2002-2003, France/Allemagne/Grande-Bretagne).

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2.11. Les acteurs du monde des hydrocarbures Les acteurs du monde du pétrole et du gaz sont nombreux. Les plus connus sont les grandes compagnies pétrolières ou encore l’OPEP. Mais ce ne sont pas les seuls. Tout un monde de sociétés, d’organismes et de consultants gravitent autour de la « planète hydrocarbures » : des sociétés nationales qui, dans beaucoup de pays, gèrent la production pétrolière et défendent les intérêts nationaux dans le domaine des hydrocarbures ; des sociétés spécialisées dans la distribution de gaz, comme Gaz de France ; des administrations nationales en charge de l’énergie (en France, la DGEMP, Direction générale de l’énergie et des matières premières, aux Etats-Unis, le DOE le Department of Energy) ; des organisations internationales, comme l’OPEP (Organisation des pays exportateurs de pétrole), l’OPAEP (Organisation des pays arabes exportateurs de pétrole) ou l’AIE (Agence internationale de l’énergie) ; des petites compagnies pétrolières indépendantes, qui reprennent des gisements en fin de vie ou développent des gisements délaissés par les grandes compagnies. Un exemple français : Maurel et Prom, et de nombreuses petites compagnies indépendantes aux Etats-Unis ; des sociétés parapétrolières, qui fournissent des services aux compagnies pétrolières principalement en exploration et en production. Parmi les plus connues : Schlumberger (logging), Halliburton, Géophysique, Géoservices (mud logging), Transocean Sedco Forex… Ces sociétés interviennent dans des domaines techniques précis (acquisition et traitement géophysique, forage, diagraphies, matériel de production…) en fournissant aux compagnies pétrolières du personnel et du matériel qu’elles ne possèdent pas (pour des raisons de limitation des coûts). Le monde parapétrolier est vaste et très lié à l’activité d’exploration/production dans le monde ; des instituts de recherche qui sont aussi souvent des centres de formation. Le plus connu en France est l’IFP (Institut français du pétrole) ; des consultants indépendants, organismes ou personnes qui proposent des services d’études ou d’audit techniques aux compagnies pétrolières.

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2.11.1. Les institutions (OPEP, DGEMP...) et les autres organisations L’OPEP L’OPEP (Organisation des pays exportateurs de pétrole) a été fondée en 1960 par l’Irak, le Venezuela, l’Arabie Saoudite, le Koweït et l’Iran. Au départ, cette organisation avait pour objectif principal de rééquilibrer le partage des revenus entre les pays producteurs de pétrole et les compagnies pétrolières en faveur des premiers. En charge des intérêts de ses membres, elle est devenue depuis les années 1990 et jusqu’à aujourd’hui un précieux élément stabilisateur des prix pétroliers. Elle est aussi sans doute la première organisation à avoir fait preuve de sagesse dans la gestion des ressources pétrolières de la planète. L’OPEP fonctionne sur le principe d’une limitation de la production de pétrole grâce à l’attribution de quotas (maxima autorisés) à chacun de ses membres en fonction de ses réserves. Ces quotas sont ajustés en fonction de l’état et des besoins de l’économie mondiale, lors de conférences régulières ou extraordinaires. Ce système a permis à l’OPEP jusqu’à aujourd’hui, en tout cas quand les quotas étaient respectés par ses membres, de fixer une fourchette des prix du pétrole et ainsi de maintenir leur stabilité. Cette stabilité est bien sûr bénéfique pour le monde entier. Mais depuis 2004, la production OPEP tourne à plein régime et les possibilités d’augmenter cette production (ce qu’on appelle les capacités excédentaires) sont devenues très faibles. L’OPEP a donc quasiment perdu sa faculté de contrôler les prix, qui ont tendance à flamber depuis 2004. En 2005, l’OPEP comprend 11 membres : sept pays arabes : l’Arabie Saoudite, l’Irak, les Emirats arabes unis (EAU), le Koweït, la Libye, le Qatar et l’Algérie ; un pays du Moyen-Orient non arabe : l’Iran ; un pays sud-américain : le Venezuela ; un pays d’Afrique sub-saharienne : le Nigeria ; un pays asiatique : l’Indonésie.

Agence Internationale de l’Energie (AIE) L’OPEP est une organisation de pays producteurs. L’AIE est, quant à elle, une association de pays consommateurs. En 2005, elle comprend 26 membres, tous étant des pays industrialisés grands consommateurs d’hydrocarbures. C’est une organisation intergouvernementale de coordination des politiques énergétiques. L’AIE œuvre à la sécurité d’approvisionnement en énergie, à la croissance économique et à la Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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protection de l’environnement. D’autre part, les gouvernements des pays membres se sont engagés à prendre ensemble des mesures afin de faire face aux situations d’urgence concernant les approvisionnements pétroliers. Ils se sont également engagés à partager leurs informations. L’AIE surveille l’évolution des marchés pétroliers mais joue aussi un rôle de plus en plus important dans la protection de l’environnement. Fait très nouveau et inattendu, l’AIE a rendu public le 28 avril 2005 un rapport dans lequel elle recommande aux pays consommateurs de se préparer à limiter leur consommation de pétrole. Elle cite même des mesures qui pourraient être appliquées dans ce sens : réduction de la vitesse à 90 km/h sur les autoroutes ; création de voies spéciales favorisées pour le covoiturage ; baisse des tarifs ou gratuité des transports publics ; circulation alternée durant certaines périodes ; raccourcissement de la semaine de travail ; incitation au télétravail (le travail chez soi) pour limiter les déplacements professionnels. L’AIE est un organe autonome de l’Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE). Elle a été créée en 1974 à l’initiative des Etats-Unis, en réaction à l’offensive de l’OPEP lors de la flambée des prix pétroliers à la fin de 1973 et à l’utilisation du pétrole comme arme économique par les pays arabes. Vis-à-vis du protocole de Kyoto, l’AIE cherche à trouver un terrain d’entente et des solutions de compromis entre ses pays membres signataires et non signataires (les Etats-Unis et l’Australie) du protocole.

2.11.2. Les grandes compagnies pétrolières Les compagnies pétrolières les plus connues sont des sociétés puissantes, avec un chiffre d’affaires très élevé qui les place parmi les principales au monde. On distingue les majors, grandes compagnies internationales de statut privé, et les compagnies nationales, contrôlées à plus de 50 % – et très souvent à 100 % – par l’Etat. Il existe aussi de nombreuses compagnies indépendantes de taille moyenne ou de petite taille. Les plus importantes d’entre elles sont en permanence à la merci d’un rachat par un major du fait de la concentration qu’on observe dans le domaine pétrolier depuis une vingtaine d’années.

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2.11.2.1. Le marché international du pétrole : les majors Aujourd’hui, les principales compagnies pétrolières internationales, celles qu’on appelle les majors, sont au nombre de 5 : Exxon/Mobil, américaine, fruit de la fusion d’Exxon et de Mobil ; BP, britannique, provenant de la fusion de BP et d’Amoco ; Shell, anglo-néerlandaise ; Total, française, produit de la fusion d’Elf, de Fina et de Total ; Chevron/Texaco, américaine, issue de la fusion de Chevron et de Texaco. Le tableau qui suit donne une idée de leur taille en milliards de $ (chiffres 2003) : Compagnie

Chiffre d’affaires

Bénéfice après impôt

Investissements en exploration /production

SHELL

269

8,1

12,5

EXXON /MOBIL

247

21,5

12

BP

233

6

9,7

CHEVRON / TEXACO

120

7,2

5,7

TOTAL

118

7,9

6

Table 10: Les principales compagnies pétrolières internationales en milliards de $ (chiffres 2003) L'histoire des majors. Les deux grandes compagnies pétrolières les plus anciennes ont été créées à la fin du XIXe siècle : la Standard Oil américaine de Rockefeller et l’anglo-néerlandaise Royal Dutch Shell. En 1911, la puissance de la Standard Oil est telle que le Congrès américain vote la fameuse loi antitrust qui va la casser en trois « morceaux » : Standard Oil of New Jersey (future Exxon), Standard Oil of New York (future Mobil) et Standard Oil of California (Socal). Toutes les trois feront partie du groupe qu’on appellera plus tard les seven sisters (les sept sœurs) : Exxon, Socal (qui deviendra Chevron), Mobil, Texaco, Gulf, BP (héritière de l’AIOC, Anglo-Iranian Oil Company) et Shell. A ces sept sœurs, on ajoute traditionnellement la française CFP (Compagnie Française des Pétroles, future Total) pour désigner les huit anciens majors de l’industrie pétrolière. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Très vite, les majors américaines vont investir à l’étranger, attirées par les énormes profits générés par du pétrole à bas prix de revient (Moyen-Orient) revendu au même prix que le pétrole vénézuélien ou texan, plus cher à produire. En juillet 1928, BP, Shell, Exxon, Mobil et la CFP signent les « accords de la ligne rouge ». C’est un accord de mise en commun des moyens de prospection et de partage amiable des ressources pétrolières se trouvant ou pouvant être découvertes sur les anciennes provinces de l’Empire Ottoman défunt, c’est-à-dire de la Palestine au Nord de l’Irak, en englobant l’ensemble de la péninsule Arabique. Ainsi se forment de puissants consortiums, qui seront plus tard nationalisés : IPC (Iraq Petroleum Company), ADPC (Abu Dhabi Petroleum Company), QPC (Qatar Petroleum Company), KOC (Koweit Oil Company) et ARAMCO (Arabian American Oil Company d’Arabie Saoudite). Dans les années 1950, la part de revenus pétroliers des pays producteurs augmente sensiblement, mais les bénéfices des majors sont peu touchés, grâce à des avantages fiscaux accordés par leurs gouvernements. Entre 1958 et 1972, les bénéfices des sept sœurs progressent régulièrement de 1,6 à 4,5 G$ (milliards de dollars), tandis que le prix du baril glisse à la baisse. En 1973, ce chiffre bondit à 8 G$. Au titre de leur production dans les pays de l’OPEP, les sept sœurs réalisent en 1974, au lendemain du choc pétrolier, grâce à la hausse vertigineuse des prix, quelque 17,5 G$ de bénéfices ! Les deux décennies qui suivent cette charnière du premier choc pétrolier sont marquées pour les compagnies pétrolières par des revenus à la fois tirés à la hausse par le bond des prix et à la baisse par l’augmentation continue de la part des Etats producteurs dans les revenus pétroliers. L’abandon progressif du système des concessions va faire perdre beaucoup d’argent aux majors, ce qu’elles vont globalement compenser par la hausse des prix du baril et le développement des activités de trading (commerce du brut et des produits pétroliers). Ainsi, en 1985, les 5 majors américaines réalisent 1/7 des bénéfices de Fortune 500 (classement par le magazine économique Fortune des 500 premières entreprises américaines en termes de revenus), c’est-à-dire à peu près autant qu’avant le choc pétrolier de 1974. Les années 1980 et 1990 voient une nouvelle donnée importante : la forte augmentation des coûts d’exploration et de production, conjuguée à la baisse de la taille des gisements découverts. Cette hausse se traduit par une augmentation sensible du prix de revient des « nouveaux » barils de pétrole. D’autant que les zones potentiellement très riches en pétrole deviennent plus rares : autour d’elles, la concurrence s’exacerbe et les Etats concernés en profitent (c’est de bonne guerre !) pour obtenir des « bonus » de plusieurs centaines de millions de dollars lors de l’attribution des permis. En conséquence, beaucoup des petites et moyennes compagnies pétrolières, qui ne disposaient pas d’un capital suffisant pour financer le renouvellement de leurs réserves par une exploration devenue très coûteuse, ont été rachetées. Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Quant aux plus importantes, les majors, une vague de « mégafusions » initiée en 1984 (fusion de Gulf dans Chevron) va culminer à la fin des années 1990, bouleverser le monde pétrolier et donner naissance à cinq géants : Exxon/Mobil (la Standard Oil est de retour !), Royal Dutch Shell (la seule qui n’a pas fusionné avec une autre), BP/Amoco (aujourd’hui BP), Chevron/Texaco et TotalFinaElf (aujourd’hui Total). Les compagnies pétrolières continuent de générer des bénéfices importants. Cet argent pourrait servir en partie à financer la reconversion énergétique des pays développés. Les compagnies européennes l’ont compris : BP avec le solaire, nouveau leader mondial de la production photovoltaïque ; Shell avec la biomasse, le solaire et l’éolien, dont l’objectif annoncé était de détenir 10 % du marché des énergies renouvelables en 2005 ; Total avec la conception et la commercialisation de systèmes photovoltaïques et des investissements dans d’autres énergies renouvelables (éolien, énergie des vagues…). 2.11.2.2. Les compagnies nationales du pétrole et du gaz Beaucoup de pays gros producteurs de pétrole et de gaz possèdent leur propre compagnie nationale, chargée de défendre les intérêts pétroliers du pays. Dans de nombreux cas, en particulier dans les pays de l’OPEP, la société nationale a l’exclusivité ou la quasi-exclusivité de la production pétrolière dans le pays : Pays OPEP

Société

Part de l’Etat dans la société

Algérie

Sonatrach

100%

Arabie Saoudite

Aramco

100%

Emirats arabes unis

ADCO/DPC

60 % / 100 %

Indonésie

Pertamina

100%

Iran

NIOC

100%

Iraq

INOC

100%

Koweït

KPC

100%

Libye

NOC

100%

Nigeria

NNPC

100%

Qatar

QGPC

100%

Venezuela

PDVSA

100%

Table 11: Les compagnies nationales du pétrole et du gaz Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Dans les pays non OPEP, tous les cas de figure existent, depuis la compagnie nationale étatique entièrement propriétaire et exploitante des ressources pétrolières (par exemple la PEMEX mexicaine), jusqu’aux pays où l’essentiel de la production est délégué aux grandes compagnies étrangères dans le cadre de contrats de partage de production ou, plus rarement aujourd’hui, de concessions (Gabon, Cameroun…). Dans la plupart des pays riches, la production pétrolière est entièrement entre les mains du secteur privé (par exemple les Etats-Unis).

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2.12. Qui produit, qui consomme ? 2.12.1. Le pétrole Les principaux pays consommateurs de pétrole en 2004 sont les suivants : Pays

Consommation 2004 103 b/j

Variation de la consommation / 10 ans

Consommation par habitant (barils/an)

Etats-Unis

20 731

17%

25,4

Canada

2 294

30%

25,9

Mexique

1 970

2%

6,7

Brésil

2 140

28%

4,2

Vénézuela

560

27%

7,7

Allemagne

2 650

–8%

11,7

France

1 977

6%

11,9

Italie

1 881

1%

11,8

Royaume-Uni

1 827

0%

11,2

Espagne

1 573

41%

13,3

Pays-Bas

947

24%

21,2

Turquie

683

26%

3,4

Belgique

641

26%

22,5

Russie

2 770

– 13 %

7,1

Arabie Saoudite

1 845

43%

27,4

Iran

1 510

34%

7,9

Egypte

590

32%

2,9

Afrique du Sud

502

22%

3,9

Japon

5 353

–4%

15,3

Chine

6 400

102%

1,8

Inde

2 450

73%

0,8

Corée du Sud

2 149

17%

16,4

Indonésie

1 200

54%

2

Taiwan

965

46%

14,9

Australie

877

12%

15,8

Malaisie

515

36%

7,4

Table 12: Les principaux pays consommateurs de pétrole en 2004 Les principaux pays consommateurs sont, sans surprise, les pays développés d’Amérique du Nord, d’Europe et d’Asie. Champions de la consommation de pétrole : les Etats-Unis. Avec un peu moins de 5 % de la population mondiale, ils consomment le quart du pétrole produit chaque année. Et leur consommation ne ralentit pas : + 16 % en 10 ans entre 1993 et 2003, à peu près la moyenne mondiale. Parmi les pays développés, on distingue des gros consommateurs par habitant (EtatsUnis, Canada, Pays-Bas et Belgique) et des consommateurs plus raisonnables, comme Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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les grands pays européens, dont chaque habitant consomme en moyenne 2 fois moins de pétrole que les plus demandeurs. En Asie, c’est l’explosion de la consommation. La Chine a presque doublé la sienne en 10 ans, et elle ne s’arrêtera pas là. Durant cette période, la consommation de l’ensemble de la zone Asie-Pacifique a dépassé celle de la zone Amérique du Nord. Avec + 39 % d’augmentation en moyenne en 10 ans, l’Asie fait figure de nouvel ogre pétrolier. Mais qui pourrait blâmer ces pays en développement de vouloir offrir à leurs populations le même confort que dans les pays riches ? D’autant qu’en moyenne, un chinois consomme 15 fois moins de pétrole qu’un américain et un indien 30 fois moins. Les principaux pays producteurs de pétrole en 2004 sont les suivants : Pays

Production 2004** 103 b/j

Variation de la production / 10 ans

Année de production maxi.

Etats-Unis

7 228

-19%

1970

Mexique

3 825

26%

En progression

Canada

3 056

37%

En progression

Venezuela*

2 737

-1%

1997

Brésil

1 539

220%

2003

Argentine

797

13%

1998

Colombie

533

18%

En progression

Equateur

530

45%

En progression

Norvège

3 189

15%

2000

Royaume-Uni

2 017

-22%

1999

Russie

9 261

44%

En progression

Kazakhstan

1 221

288%

En progression

Arabie Saoudite*

10 411

12%

En progression

Iran*

4 106

11%

En progression

Emirats Arabes Unis*

2 757

13%

En progression

Iraq*

2 027

-31%

1989

Koweït*

2 506

17%

En progression

Oman

757

-7%

2000

Qatar*

1 033

87%

2003

Nigeria*

2 329

21%

En progression

Libye*

1 583

10%

En progression

Algérie*

1 969

39%

En progression

Angola

1 052

77%

En progression

Egypte

708

-34%

1996

Chine

3 485

19%

En progression

Indonésie*

1 169

-27%

1996

Malaisie

835

17%

En progression

Inde

811

16%

En progression

Table 13: Les principaux pays producteurs de pétrole en 2004 * pays membres de l’OPEP (Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole) ** y compris les condensats extraits du gaz naturel Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Exploration & Production Le Monde Pétrolier Introduction au Monde Pétrolier

Jusqu’à aujourd’hui, l’augmentation de la consommation de pétrole a pu être compensée par une augmentation équivalente de la production. Même si des tensions commencent à apparaître, comme l’a montré la hausse du prix du brut en 2004/2005. Les pays qui ont fourni le plus gros effort depuis 10 ans ne sont pas ceux de l’OPEP (Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole), qui, avec 80% des réserves mondiales, ne produisent en 2003 que 37% du pétrole extrait dans le monde. Globalement, la production OPEP a même légèrement diminué. Il y a deux raisons principales à cela : En 1982, à la suite d’un contre-choc pétrolier très violent, les prix du pétrole ont fortement baissé. L’OPEP a décidé cette année-là de mettre en place sa politique de quotas, c'est-à-dire d’attribuer à chacun de ses membres un volume de production de brut à ne pas dépasser. Cela dans le but de contrôler la production et donc les prix et de préserver ses réserves pour les générations futures. Cette politique a été dans l’ensemble efficace. Elle a permis à l’OPEP de moins puiser dans ses réserves que les pays non-OPEP, tout en maintenant une relative stabilité des prix. Certains pays de l’OPEP, notamment ceux de la péninsule arabique et l’Iraq, possèdent des réserves très importantes. Mais leurs capacités de production ont peu évolué depuis au moins 20 ans. Pour les augmenter, il faudrait des investissements très lourds qui, pour l’instant, n’ont pas été engagés. Cela se traduit par le fait que pour beaucoup d’entre eux, leur année de production maximale se situe à la fin des années 90. A l’inverse, l’exploration et le développement de nouveaux gisements ont fortement progressé dans plusieurs zones non-OPEP (autour de la mer Caspienne, dans les grands fonds atlantiques au Brésil et en Angola, …). D’autres pays, membres de l’OPEP (Indonésie) ou pas (Etats-Unis, Norvège, RoyaumeUni, Egypte) ont vu leur production baisser sur les dix dernières années ou vers la fin des années 1990. Pour eux, on a affaire à un problème de déclin des réserves : ces pays ont probablement atteint un pic de production (1970 aux Etats-Unis, 1996 en Indonésie et en Egypte, 1999 au Royaume-Uni et 2000 en Norvège) qu’ils ne pourront plus jamais dépasser. Leur production va peu à peu décroître dans les années à venir. Ces pays ont sans doute atteint leur pic de Hubbert local.

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2.12.2. Le gaz Les principaux consommateurs de gaz dans le monde en 2004 sont les suivants : Pays

Consommation 2004 (Gm3)

Etats-Unis

635

Canada

96

Mexique

50

Argentine

38

Royaume-Uni

98

Allemagne

101

Italie

81

Pays-Bas

51

France

45

Russie

454

Ukraine

86

Ouzbékistan

50

Iran

86

Arabie Saoudite

66

Emirats arabes unis

40

Egypte

31

Japon

84

Indonésie

37

Chine

38

Malaisie

33

Thaïlande

30

Table 14: Les principaux consommateurs de gaz dans le monde en 2004 Comme pour le pétrole, les grands pays consommateurs de gaz sont des pays développés. Ce sont souvent aussi des pays en développement possédant une production importante et une population nombreuse (Iran, Egypte, Ouzbékistan…). La consommation de gaz est en augmentation régulière chaque année, plus rapide même que celle de pétrole puisqu’elle a progressé de 24 % sur 10 ans entre 1993 et 2003.

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La production de gaz naturel dans le monde par pays (2004) Pays

Production (milliards de m3/an)

Etats-Unis

531

Canada

184

Mexique

41

Argentine

45

Trinidad-et-Tobago

28

Vénézuela

27

Royaume-Uni

96

Pays-Bas

86

Norvège

83

Russie

634

Turkménistan

59

Ouzbékistan

60

Iran

84

Arabie saoudite

66

Emirats Arabes Unis

46

Qatar

39

Algérie

80

Egypte

33

Chine

41

Indonésie

75

Malaisie

62

Australie

37

Inde

28

Pakistan

27

Table 15: La production de gaz naturel dans le monde par pays (2004) Comme pour le pétrole, le Moyen-Orient possède d’importantes réserves de gaz (41% des réserves mondiales). Mais sa production reste limitée (10 % de la production mondiale). Les pays gros consommateurs d’Amérique du Nord et d’Europe tirent sur leurs réserves, en partie parce que le transport du gaz coûte proportionnellement plus cher que celui du pétrole. Il est donc moins intéressant de faire venir du gaz de provenances lointaines.

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2.13. L'avenir du pétrole et du gaz L’avenir du pétrole et du gaz est inscrit dans les chiffres de réserves mondiales.

2.13.1. Le pétrole Voyons tout d’abord les chiffres de réserves de pétrole par pays et par régions au 1er janvier 2005. Le chiffre du nombre d’années de réserves est rapporté à la production de chacun de ces pays en 2004. Il s’agit là de réserves prouvées. Pays

Réserves (milliards de barils)

Années de réserves

Etats-Unis

21,4

11

Mexique

14,6

12

Canada

5

6

Venezuela*

77,2

82

Brésil

10,6

20

Equateur

4,6

24

Norvège

8,5

8

Royaume-Uni

4,5

7

Russie

60

19

Kazakhstan

9

24

Azerbaïdjan

7

62

Arabie Saoudite*

261,9

79

Iran*

125,8

86

Iraq*

115

157

Koweït*

102

118

Emirats Arabes Unis*

97,8

108

Qatar*

15,2

53

Oman

5,5

20

Libye*

39

71

Nigeria*

35

41

Algérie*

11,8

19

Angola

5,4

14

Chine

18,3

14

Inde

5,4

22

Indonésie*

4,7

12

Table 16: Réserves de pétrole par pays et par régions au 1er janvier 2005 * pays membres de l’OPEP (Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole). Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Ce sont donc quelques pays du Moyen-Orient, tous membres de l’OPEP, qui concentrent les 2/3 des réserves mondiales de pétrole. Avec une mention spéciale à l’Arabie Saoudite qui possède un quart de ces réserves mondiales. L’OPEP dispose de 80 % des réserves, alors qu’elle ne produit actuellement qu’un peu moins de 40 % du pétrole consommé dans le monde. Cela se traduit aussi par un nombre d’années de réserves très important, dépassant souvent la centaine d’années. Conclusion logique : le Moyen-Orient, déjà zone stratégique pour la production de pétrole, va le devenir de plus en plus avec les années. Les réserves de pétrole représentent aujourd’hui une quarantaine d’années de consommation. Mais c’est ainsi depuis plusieurs dizaines d’années. Cela signifie que, jusqu’à aujourd’hui, on a pu remplacer le pétrole consommé par de nouvelles réserves (découvertes de l’exploration, amélioration de la récupération dans les gisements, augmentation du prix du pétrole qui rend économique le développement de gisements de pétrole chers). Au début du 21ème siècle, nous sommes à un tournant. L’exploration de nouveaux gisements n’est plus capable à elle seule de renouveler les réserves. Même si l’on peut encore compter sur une amélioration des récupérations, le pétrole viendra à s’épuiser d’ici quelques décennies. Mais avant cet épuisement, dans l’immédiat, c'est-à-dire d’ici 5 ans pour les pessimistes et d’ici 25 ans pour les plus optimistes, la menace est celle de pénuries : l’offre ne devrait plus être capable de répondre à la demande toujours croissante : on aura atteint le pic de Hubbert pour le pétrole. L’après pétrole, cela nous concerne donc dès aujourd’hui. C’est trouver rapidement des énergies de remplacement pour réserver le pétrole qui nous reste à des utilisations « nobles » (fabrication des plastiques, des fibres synthétiques…). Et surtout faire d’importantes économies d’énergie, en particulier dans les pays gros consommateurs.

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2.13.2. Le gaz Les réserves de gaz naturel dans le monde par pays (2004) Pays

Réserves (milliards de m3)

Nb d’années de réserves

Etats-Unis

5 452

10

Canada

1 603

9

Argentine

605

13

Bolivie

680

68

Trinité-et-Tobago

733

26

Venezuela

4 276

158

Pays-Bas

1 756

20

Norvège

2 085

25

Royaume-Uni

589

6

Russie

47 578

75

Ukraine

1 121

59

Azerbaïdjan

850

170

Kazakhstan

1 841

88

Turkménistan

2 011

34

Ouzbékistan

1 875

31

Iran

26 621

317

Iraq

3 115

> 1000

Koweït

1 572

157

Oman

829

49

Qatar

25 771

661

Arabie Saoudite

6 655

101

Emirats Arabes Unis

6 007

131

Algérie

4 545

57

Egypte

1 657

50

Libye

1 473

184

Nigeria

4 984

227

Australie

821

22

Chine

1 510

37

Inde

854

31

Indonésie

2 557

34

Malaisie

2 124

34

Pakistan

760

28

Table 17: Les réserves de gaz naturel dans le monde par pays (2004) Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Le gaz est un peu mieux réparti dans le monde que le pétrole. Cependant, le MoyenOrient et le bloc de la CEI (Communauté des Etats Indépendants, créée à la suite du démembrement de l’ex-URSS) concentrent près des trois-quarts des réserves mondiales. En même temps, les Etats-Unis et la Chine voient leurs réserves domestiques réduites à quelques années de production : comme pour le pétrole, une belle foire d’empoigne géostratégique pour l’accès aux réserves gazières se prépare ! 65 ans de réserves mondiales au rythme de la consommation 2003. Autant dire que la problématique de l’avenir du gaz est la même que celle pétrole, mais avec un décalage d’une vingtaine d’années. Ce décalage vaut pour l’épuisement des réserves, mais également pour le pic de Hubbert du gaz qu’on voit venir 15 à 20 ans après celui du pétrole. Le gaz nous offre donc un sursis, qu’il faudra utiliser au mieux pour préparer « l’après hydrocarbures ».

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3. TOTAL Présentation du groupe TOTAL Total est un Groupe énergétique international dont la mission est de satisfaire durablement, par l’innovation et l’action, les besoins des hommes en énergies. Quatrième Groupe pétrolier intégré coté dans le monde (Selon le critère de la capitalisation boursière au 31/12/2005), acteur majeur de la Chimie, Total exerce ses activités dans plus de 130 pays, et compte plus de 95 000 collaborateurs. Au-delà de son professionnalisme, Total est un Groupe animé par une volonté permanente de transparence, de dialogue et de respect des autres. L’ambition du Groupe est de répondre aux enjeux de l’ensemble de ses métiers en terme de valorisation des ressources naturelles, de protection de l’environnement, d’adaptation de ses opérations à la culture des pays accueillant ses activités et de dialogue avec la société dans son ensemble.

3.1. TOTAL en bref (données 2005)* Un groupe multi-énergéticien de dimension mondiale Première capitalisation boursière de la place de Paris et de la zone euro : 130, 5 G€ au 31/12/2005 95 000 collaborateurs Présent dans plus de 130 pays Activités d’exploration et de production dans 41 pays Production de pétrole et de gaz dans 29 pays Plus de 500 000 actionnaires Chiffre d’affaires 2005 : 143,2 milliards d’euros Les activités de Total couvrent l’ensemble de la chaîne pétrolière et gazière : exploration, développement et production de pétrole et de gaz ; aval gazier ; raffinage et distribution ; trading et transport de pétrole brut et de produits pétroliers. Total est également un acteur majeur de la chimie et détient, en outre, des participations dans les secteurs suivants : mines de charbon, cogénération et électricité. Enfin, Total prépare l’avenir énergétique par son engagement dans le développement des énergies renouvelables (éolien, solaire photovoltaïque). Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Parmi les leaders dans chaque secteur d’activité : chiffres clés 2005 Exploration-Production : Production : 2,49 millions de barils équivalent pétrole par jour Réserves : 11,1 milliards de barils équivalent pétrole (au 31/12/2005) *** Raffinage-Marketing : 1er Raffineur-Distributeur en Europe, n° 1 en Afrique. Capacité de raffinage : environ 2,7 millions de barils par jour Réseau de distribution : près de 17 000 stations-service Ventes : environ 3,9 millions de barils par jour Marques : TOTAL, Elf, Elan, AS 24 Chimie : Total est l’un des plus grands producteurs intégrés au monde. Sa branche Chimie se classe parmi les leaders européens ou mondiaux sur chacun de ses marchés : Pétrochimie et Fertilisants, Spécialités. Majoritairement européen (75 %) notamment français (33 %), britannique, allemand, suisse et belge. Base solide d’actionnaires en Amérique du Nord. Actionnaires institutionnels (87 %), salariés (4 %) et autres actionnaires individuels (9 %). Total S.A est une société anonyme de droit français, créée en mars 1924. Total fait partie des indices CAC 40, Dow Jones Stoxx 50, Dow Jones Euro Stoxx 50 et Dow Jones Global Titans 50 et des indices Investissement Socialement Responsable et Gouvernance FTSE4Good, DJSI World, DJ STOXX SI, FTSE ISS CGI et ASPI.

Direction générale (depuis le 14 février 2007) : Président du Conseil d'Administration : Thierry Desmarest Directeur Général : Christophe de Margerie.

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3.2. Agir pour le progrès et l'avenir énergétique Les compétences techniques et la richesse des expériences de ses 95 000 collaborateurs sont les atouts primordiaux de Total. Les explorateurs, les producteurs, les raffineurs, les distributeurs et les chimistes de Total, unis par une culture partagée, permettent à Total d’être un Groupe solide, centré sur ses métiers de base et disposant de perspectives de croissance inégalées. Des productions en croissance pour satisfaire les besoins en énergie En 2005, la production d'hydrocarbures a été de 2,49 millions de barils équivalent pétrole produits par jour. Total dispose également de réserves prouvées de 11,1 milliards de barils équivalent pétrole et possède un portefeuille d’actifs bien répartis dans les grandes régions pétrolières. Le Groupe figure aussi parmi les tout premiers intervenants mondiaux sur le marché du gaz et de sa distribution et sur le marché de la génération d’électricité. Enfin, il prépare l’avenir énergétique par son engagement dans le développement des énergies renouvelables (éolien, solaire photovoltaïque).

3.3. Des marques proches de leurs clients Avec près de 17 000 stations-service dans le monde, Total est le leader du marché en Europe de l'Ouest et leader en Afrique. Il est également très présent dans tout le bassin méditerranéen et s’implante sur les marchés en croissance de l’Asie du Sud-Est. Le Groupe s’appuie non seulement sur TOTAL, sa marque à la plus forte visibilité, dont le solide capital d’image est fait de qualité de service et de proximité, mais aussi sur les marques Elf et Elan, aux positionnements spécifiques. L'ambition du Groupe est d'être exemplaire non seulement par ses performances économiques et financières, mais aussi par ses exigences renforcées en matière de responsabilité sociétale et environnementale. Total poursuit ainsi l'élaboration d'une démarche éthique proactive, contribuant à faire vivre ses valeurs à l'extérieur et au sein du Groupe.

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3.4. Les valeurs de total Le Groupe rassemble une grande diversité d'identités et de cultures autour de valeurs communes : le professionnalisme ; le respect des collaborateurs ; le souci permanent de la sécurité et de la protection de l'environnement ; la contribution à l'essor des communautés qui accueillent ses activités. Les valeurs et les principes du Groupe sont rassemblés au sein d'un Code de conduite, fondement de la démarche éthique de Total. A travers ce Code, Total formalise son adhésion aux principes de la Déclaration Universelle des droits de l'homme de 1948, aux conventions fondamentales de l'Organisation Internationale du Travail, aux principes directeurs de l'OCDE à l'intention des entreprises multinationales et aux principes du Pacte mondial de l'Organisation des Nations Unies.

3.5. L'application d'une démarche éthique proactive Au sein du Groupe, le Comité d'Éthique poursuit l'application d'une démarche éthique proactive. Cette démarche repose notamment sur la sensibilisation du personnel et l'évaluation de la performance éthique du Groupe : sensibiliser le personnel : faire connaître et promouvoir à l'extérieur et au sein du Groupe les valeurs et les principes du Code de conduite et vérifier qu'il est compris et mis en pratique. Un programme de formation à l'éthique a été lancé depuis février 2003 dans le but de faire connaître les valeurs et la vision de l'éthique du Groupe à l'ensemble du personnel, au niveau mondial. Organisés en France et à l'étranger, ces séminaires rassemblent chaque année plusieurs centaines de collaborateurs du Groupe. D'autre part, afin de mettre en avant ses valeurs et ses principes, non seulement à l'intérieur, mais aussi à l'extérieur du Groupe, Total engage systématiquement ses partenaires commerciaux, ses sous-traitants et ses fournisseurs, à se doter, si ce n'est déjà fait, d'un Code de conduite, mais également à respecter le sien. l'évaluation de la performance éthique. Un contrat a été conclu avec la firme anglaise GoodCorporation pour contrôler et évaluer l'application du Code de conduite Total dans les différentes entités du Support de Formation EXP-PR-DI040-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Groupe. Une grille de 84 critères permet de définir le "profil éthique" de l'entité auditée, au regard de ses parties prenantes : salariés, actionnaires, clients, fournisseurs et sous-traitants, partenaires industriels et pays hôtes. Le profilage est réalisé par des consultants de GoodCorporation, en partenariat avec de grands cabinets d'audit, gage d'indépendance et d'efficacité. D'autre part, le Comité d'Éthique est une instance de recours. Il a pour mission de fournir, à tout collaborateur du Groupe, l'assistance nécessaire à la résolution des problèmes éthiques auxquels il peut être confronté dans sa vie professionnelle. Ce recours se fait en toute confidentialité et en dehors de la voie hiérarchique.

3.6. La poursuite d'une démarche de développement durable De par son rôle majeur dans l'industrie pétrolière et chimique mondiale, Total est pleinement conscient de sa responsabilité sociétale et environnementale. Cette responsabilité se décline en une démarche active de développement durable, mise en œuvre suivant une méthode fondée sur le dialogue et l'échange, application directe des valeurs promues par l'éthique de l'entreprise. Le Groupe met en œuvre une politique volontariste en matière de sécurité, de respect de l'environnement, de préparation de l'avenir énergétique, de gestion des ressources humaines et d'ouverture et de dialogue avec les acteurs de la société civile. Le quatrième rapport sociétal & environnemental du Groupe, dénommé "Notre énergie en partage", publié en même temps que le rapport annuel, témoigne des actions en cours et des objectifs poursuivis. Il est réactualisé chaque année.

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3.7. Stratégies Notre ambition est de poursuivre une politique mariant croissance et rentabilité, où l'expansion de nos activités s'inscrit dans une démarche respectueuse de l'environnement et soucieuse de l'intérêt des générations actuelles et futures. La stratégie du Groupe a pour objectifs : la croissance de ses activités d’exploration et production d’hydrocarbures, et le renforcement de sa position mondiale parmi les leaders sur les marchés du gaz naturel et du GNL ; le développement et l’adaptation de son outil de raffinage et la consolidation de ses parts de marché dans la distribution en Europe, tout en accroissant ses positions sur les marchés du bassin méditerranéen, d’Afrique et d’Asie ; la rationalisation et le développement de son portefeuille Chimie en donnant la priorité à l’amélioration de la rentabilité et à la constitution d’une nouvelle entité décentralisée comprenant les Produits Vinyliques, la Chimie Industrielle et les Produits de Performance. Cette nouvelle entité, dénommée Arkema, a été officiellement établie le 1er octobre 2004 et est devenue indépendante le 18 mai 2006 à la suite de sa scission du Groupe approuvée par l'Assemblée Générale des actionnaires de Total S.A. du 12 mai 2006, ce qui permet au Groupe de recentrer sa chimie sur la pétrochimie (chimie de base et grands polymères) et les Spécialités.

3.7.1. Secteur Amont Le secteur Amont comprend les activités d'Exploration et de Production du pétrole brut et du gaz, ainsi que les activités exercées par le Groupe dans les domaines du Gaz et de l'Électricité et des autres énergies. Le Groupe mène des activités de recherche et de production dans 41pays et produit du pétrole et du gaz dans 29 de ces pays. La mer du Nord, l’Afrique et le Moyen-Orient constituent respectivement ses principales zones de production, suivies de l’Asie du Sud-Est et des Amériques. Figure 97 : Production d'hydrocarbures par zone géographique

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Total est présent dans l’aval gazier depuis 60 ans et dispose d’une expertise tout au long de la chaîne gazière. Le Groupe figure ainsi parmi les tout premiers intervenants sur le marché du gaz, grâce à ses fortes positions dans le gaz naturel liquéfié (GNL) et au développement de ses activités en Europe, au Moyen-Orient et en Amérique latine dans la distribution de gaz ou la génération d’électricité à partir de centrales à gaz à cycle combiné et d’énergies renouvelables.

Figure 98 : Réserves de liquides et de gaz

3.7.2. Secteur Aval Le secteur Aval inclut les activités de Trading et de Transports maritimes, ainsi que le Raffinage et le Marketing des produits pétroliers, (carburants, combustibles, spécialités - GPL, carburants aviation, lubrifiants) à travers le réseau (sous les marques TOTAL, Elf et Elan) et hors réseau. Figure 99 : Vente de produits raffinés y compris trading (à droite)

Figure 100 : Capacité de raffinage en fin d'année (à gauche)

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3.7.3. Secteur Chimie Le secteur Chimie est constitué d'un ensemble d'activités comprenant la Chimie de Base (Pétrochimie et Fertilisants) et la Chimie de Spécialités dont les produits sont destinés à l'industrie ou à la grande consommation.

Figure 101 : Chiffre d'affaire 2005 hors Groupe

Figure 102 : Résultat opérationnel net ajusté 2005

3.7.4. Structure de l'actionnariat Le Groupe compte approximativement 520 000 actionnaires. L’actionnariat de Total est majoritairement européen (à 75 %), avec, outre la France (33 %), deux composantes importantes au Royaume-Uni et en Belgique. On peut également noter une présence croissante d’investisseurs allemands, néerlandais, suisses et irlandais. Figure 103 : Répartition de l'actionnariat par zone géographique

Le Groupe a également une base solide d’actionnaires en Amérique du Nord.

Figure 104 : Répartition de l'actionnariat

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3.7.5. Un groupe mondial aux assises européennes À la fin de 2005, l’effectif du Groupe était de 112 877 salariés dans les sociétés du périmètre consolidé. Présent dans plus de 130 pays à travers le monde, Total est un groupe historiquement très européen -fin 2005, environ 79 000 personnes travaillaient en Europe- mais dont l’ouverture géographique s’est sensiblement accélérée depuis une quinzaine d'années, que ce soit en Amérique latine, en Afrique, au Moyen-Orient ou en Asie.

Figure 105 : Répartition des effectifs par secteur

Figure 106 : Répartition des effectifs par zone géographique

3.8. Une politique sociale orientée vers une plus grande diversité Total a lancé en 2003 une démarche globale pour la diversité offrant ainsi un cadre Groupe aux actions déjà entreprises dans les métiers. Cette démarche vise à renforcer l'internationalisation et la féminisation des recrutements et du management supérieur ; elle a aussi pour objectif de favoriser une plus grande mobilité fonctionnelle et géographique des femmes et des cadres locaux.

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3.9. Organisation du groupe 3.9.1. Le Comité Exécutif et le Comité Directeur Le Comité Exécutif (COMEX) constitue l'instance de direction du Groupe. Il met en oeuvre la stratégie arrêtée par le Conseil d'administration et autorise les investissements correspondants. La composition du COMEX** est la suivante : Christophe de Margerie, Président du COMEX (directeur général de Total) François Cornélis, Vice-président du COMEX (directeur général Chimie) Michel Bénézit, directeur général Raffinage & Marketing Robert Castaigne, directeur financier Yves-Louis Darricarrère, directeur général Exploration & Production Jean-Jacques Guilbaud, directeur des Ressources Humaines et de la Communication Bruno Weymuller, directeur Stratégie & Évaluation des Risques Le Comité Directeur du Groupe (CODIR) assure la coordination des différentes entités du Groupe, le suivi des résultats d’exploitation des directions opérationnelles et l’examen des rapports d’activité des directions fonctionnelles. Le CODIR** rassemble, aux côtés des membres du COMEX, 22 dirigeants des différentes directions fonctionnelles et opérationnelles. Holding - Patrick de la Chevardière, Jean-Pierre Cordier, Yves-Marie Dalibard, Peter Herbel, Jean-Marc Jaubert, Jean-Michel Gires, Ian Howat, Jean-François Minster. Amont - Philippe Boisseau, Jean-Marie Masset, Charles Mattenet, Patrick Pouyanné, Jean Privey. Aval - Alain Champeaux, Alain Grémillet, François Groh, Jean-Jacques Mosconi, Eric de Menten, André Tricoire. Chimie - Pierre-Christian Clout, Françoise Leroy, Hugues Woestelandt. ** composition du COMEX et du CODIR au 19 février 2007

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Figure 107 : Schéma d’organisation du groupe

3.9.2. La mission du Conseil d’administration La mission du Conseil d’administration consiste en premier lieu, à déterminer les orientations de l’activité de la Société et à veiller à leur mise en oeuvre. Sous réserve des pouvoirs expressément attribués aux assemblées d’actionnaires et dans la limite de l’objet social, le Conseil se saisit de toute question intéressant la bonne marche de la Société et règle par ses délibérations les affaires qui la concernent. Dans ce cadre et sans que cette énumération soit exhaustive, le Conseil : désigne les mandataires sociaux chargés de gérer l’entreprise et contrôle leur gestion ; définit la stratégie de Total ; Support de Formation EXP-PR-DI030-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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débat des opérations majeures envisagées par le Groupe dans les conditions qu’il détermine ; est tenu informé de tout événement important concernant la marche de la Société ; veille à la qualité de l’information fournie aux actionnaires ainsi qu’aux marchés financiers à travers les comptes qu’il arrête et le document de référence ou à l’occasion d’opérations majeures ; convoque et fixe l’ordre du jour des assemblées générales ; arrête, chaque année, la liste des administrateurs considérés comme indépendants au regard des critères généralement retenus en matière de Gouvernement d’entreprise ; procède aux contrôles et vérifications qu’il juge opportuns. A ce titre, le Conseil d'administration s’assure, en particulier, le cas échéant avec le concours de ses comités spécialisés : de la bonne définition des pouvoirs dans l’entreprise ainsi que du bon exercice des pouvoirs et responsabilités respectifs des organes de la Société ; qu’aucune personne ne dispose du pouvoir d’engager la Société sans contrôle ; du bon fonctionnement des organes internes de contrôle et du caractère satisfaisant des conditions d’exercice de leur mission par les commissaires aux comptes ; du bon fonctionnement des Comités qu’il a créés. Le Conseil d’administration se réunit au moins quatre fois par an et chaque fois que les circonstances l’exigent.

3.10. Total, un Groupe multiculturel riche de sa diversité Résultante de deux rapprochements successifs – de Total avec la société pétrolière belge PetroFina, qui a donné naissance à Totalfina, puis de Totalfina avec Elf Aquitaine, qui a engendré TotalFinaElf – le Groupe, rebaptisé Total en mai 2003, est l’héritier de ce prestigieux passé pétrolier et gazier, dont l’origine remonte aux années 1920. Total est à ce titre la synthèse en action des cultures et des savoir-faire de ces trois entreprises. Cette richesse technique et humaine lui fournit tous les atouts pour demeurer un acteur majeur dans l’approvisionnement énergétique mondial. Support de Formation EXP-PR-DI030-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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3.11. Historique total 1920-1939 : des débuts prometteurs... 1923 : Raymond Poincarré, président du Conseil de la IIIe République, confia en 1923 à Ernest Mercier la tâche de créer la CFP Figure 108 : Raymond Poincarré, président du Conseil de la IIIe République 1924 : Création de la Compagnie française des pétroles

Figure 109 : Ernest Mercier 1er président de la CFP de 1924 à 1940

1927 : Première découverte d'un gisement producteur près de Kirkouk en Irak par l'Iraq Petroleum Company (IPC). La CFP est l'un des premiers actionnaires. Figure 110 : Le premier jaillissement de Baba Gurgur

1929 : Première cotation de l'action CFP à la Bourse de Paris. Création de la Compagnie française de raffinage (CFR) par la CFP avec la participation de l'État et de plusieurs sociétés françaises de distribution indépendantes dont Desmarais Frères, Lille Bonnières-Colombes et la Société française des Carburants. La CFR est autorisée par l'Etat à raffiner 25 % des besoins des sociétés distributrices.

1930 : Deuxième convention entre l'État français et la CFP.

1933 : Inauguration de la première raffinerie de la CFP à Gonfreville, près du Havre. Initialement de 900 000 tonnes de pétrole brut par an, la capacité de traitement de la raffinerie de Normandie atteint 15,9 millions de tonnes. Cette raffinerie est aujourd'hui parmi les plus importantes du Groupe.

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1935 : Inauguration de la raffinerie de Provence. Cette seconde raffinerie du Groupe, à La Mède près de Martigues, a grandi au rythme du marché pétrolier. Sa capacité de traitement annuel a ainsi évolué de 400 000 tonnes de pétrole brut au démarrage à 6,20 millions de tonnes aujourd'hui.

1936 : Début de l'exploration à Abu Dhabi.

1937 : Mise en service de l'Emile Miguet. Ce pétrolier de 21 500 tonnes exploité par la Compagnie navale des Pétroles, filiale de la CFP, est à l'époque le plus grand navire pétrolier du monde. Figure 111 : Le pétrolier Emile Miguet

1939 : L'Iraq Petroleum Company (IPC) développe ses activités en Abu Dhabi. C'est dans ce pays que la présence de Total au Moyen-Orient est aujourd'hui la plus forte et la plus diversifiée.

1940-1959 : la naissance d'une marque 1947 : Création de la Compagnie française de distribution des pétroles en Afrique (CFDPA). Cette société est la première filiale de distribution du Groupe. Elle deviendra Total Outre-Mer en 1991.

Figure 112 : Pompe de la CFDPA dans les années 50

14 juillet 1954 : Lancement de la marque Total. Avec cette marque, la CFP part à la conquête de nouveaux marchés de distribution à l'étranger, en Europe, mais aussi dans les pays d'Afrique anglophone, et en Australie. Création de la French Petroleum Company of Canada, devenue Total Petroleum (North America) en 1970.

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1954 : Premier logo Figure 113 : 1er logo Total

Figure 114 : Relais de Sully, à Nogent Le Rotrou, en 1955

Figure 115 : Le Général de Gaulle en visite à Hassi Messaoud

1960-1979 : exploration, découvertes et production... 1960 : Premières stations TOTAL en Grande-Bretagne. La constitution du réseau donnera naissance à Total Oil Great Britain (TOGB).

1962 : Mise en production d'Umm Shaïf, en Abu Dhabi. Ce démarrage constitue pour le Groupe la première mise en production d'un champ offshore. Naissance de la marque TOTALGAZ. La filiale, spécialisée dans la distribution de gaz de pétroles liquéfiés (GPL), est aujourd'hui présente dans 30 pays à travers le monde.

1968 : Signature du premier contrat de partage de production en Indonésie (à Bornéo). Les efforts de recherche aboutissent sur le permis de la Mahakam, aux découvertes de Bekapaï (1972) et d'Handil (1974). De nombreuses autres suivront. Création de Total Chimie en vue de diversifier les activités de la CFP, en particulier dans le secteur de la pétrochimie. Support de Formation EXP-PR-DI030-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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1970 : Création de Total Petroleum, North America, TOP(NA). Le centre des activités de cette filiale se trouve à Denver au Colorado. TOP(NA) exploitera 4 raffineries et un réseau de plus de 2 200 stations-service aux Etats-Unis.

1971 : Découverte du gisement de gaz de Frigg, en mer du Nord. Le gisement est mis en production en 1977. Total Oil Marine est opérateur du système de transport et du terminal de Saint-Fergus. Création d'ATO Chimie, ATO Plastique et ATO Emballages. ATO (Aquitaine Total Organico) étend les activités chimiques de la CFP aux plastiques, polystyrènes, PVC et Rilsan.

1973 : Cotation des actions de la CFP au London Stock Exchange.

1974 : Mise en production d'Abu Al Bukoosh (ABK) Total (75 %) est l'opérateur du champ, le premier dans le Golfe confié à une société française. ABK est la vitrine de l'expertise du Groupe dans la région. Figure 116 : ABK Renforcement de la capacité de raffinage. La mise en service de la raffinerie des Flandres en France, et de la raffinerie de Flessingue aux Pays-Bas porte la capacité mondiale de raffinage de Total à 69 millions de tonnes. Hutchinson-Mapa entre dans le Groupe : La prise de participation majoritaire dans le capital d'Hutchinson-Mapa constitue l'étape la plus importante de la diversification du Groupe. La filiale sera intégrée à 100 % à Total en 1991.

Figure 117 : Centre de Recherche Hutchinson de Montargis Support de Formation EXP-PR-DI030-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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1975 : Découverte du champ d'Alwyn, en mer du Nord britannique. Plus de 20 ans après la découverte, et 10 ans après la mise en production du champ, de nouvelles méthodes ont permis de réévaluer de 300 millions de barils équivalent pétrole les réserves initiales de la zone.

1977 : Mise en production du gisement de gaz de Frigg.

1978 : Début de l'exploration du bassin offshore de Terre de Feu en Argentine. Vingt ans plus tard, l'exploration se poursuit dans la zone, avec, en particulier, le forage de puits à long déport. Le puits AS3 avec un déplacement horizontal de près de 8 000 mètres est l'un des plus longs jamais réalisés dans le monde.

1980-1999 : l'expansion 1980 : Création de Chloé Chimie. L'acquisition par ATO Chimie des actifs pétrochimiques de Rhône-Poulenc essentiellement dans la production de chlore - donne naissance à Chloé Chimie.

1982 : Forage en Méditerranée profonde par 1 714 m d'eau : le record de l'époque. Pionnier des forages à grande profondeur, avec les navires "à positionnement dynamique", Total va forer plusieurs puits d'exploration dans l'offshore profond du Gabon (par une profondeur d'eau comprise entre 1 000 et 3 000 mètres) en 2000 et 2001.

1983 : Cession des participations détenues dans ATO et Chloé Chimie. La restructuration menée entre les pouvoirs publics conduit la CFP à se désengager de la chimie et à céder ses participations dans ATO Chimie et Chloé.

1987 : Lancement du développement du champ d'Hidra, le premier à avoir été développé par Total en Argentine. Le Groupe est aujourd'hui le premier producteur étranger de pétrole et de gaz dans ce pays.

1988 : Acquisition de CSX Oil & Gas, aux États-Unis. Support de Formation EXP-PR-DI030-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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1989 : Prise de contrôle de Spontex. La prise de participation, par Hutchinson, de 34 % dans le groupe Spontex permet au Groupe de conforter le pôle de diversification déjà constitué avec Hutchinson Mapa.

1990 : Acquisition des actifs de chimie de spécialités d'Orkem. Les filiales encres, adhésifs, résines, et peintures d'Orkem viennent s'ajouter aux activités de caoutchouc industriel et de produits grands public d'Hutchinson pour constituer un grand secteur "Chimie de spécialités" au sein de Total.

1991 : Augmentation de capital et introduction de l'action Total au New York Stock Exchange. Découverte du champ de pétrole de Cusiana en Colombie. Ce champ est l'un des plus importants découverts dans le monde au cours des dernières années. Sa production, ajoutée à celle du champ voisin de Cupiagua, atteint près de 460 000 b/j fin 1998. Découverte du champ de gaz de Peciko en Indonésie. Lancement du concept des stations "Premier". Figure 118 : Concept des stations "Premier" Ce concept modernise et uniformise le design des stations-service Total partout dans le monde. Il permet de conforter le bon positionnement de Total sur le marché.

1992 : Division du nominal par 4 (split) de l'action Total. Le gouvernement français réduit sa participation directe dans Total de 31,7 % à 5,4 %.

1993 : Augmentation de capital réservée à Cogema, la Société générale et la Lyonnaise des eaux. Prise de participation de 10,8 % dans le capital de Cogema. Vente des actifs uranium à Cogema.

Démarrage de la production du champ gazier de Bongkot en Thaïlande.

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A l'issue de trois phases de développement, la capacité des installations a été portée de 3,5 à 5,5 milliards de m3 par an. Bongkot produit en 1998 environ un tiers des besoins en gaz de la Thaïlande

1994 : Ouverture du capital de Total aux salariés du Groupe. Démarrage de la production des champs de Dunbar (Royaume-Uni) et de Cusiana (Colombie). Figure 119 : Champ de Dunbar, mer du Nord, zone britannique

1995 : Total retenu en tant que leader du projet de liquéfaction de gaz au Yémen. Contrat de développement des champs pétroliers offshore de Sirri A et E en Iran. Renforcement de l'activité Peinture. La fusion d'Euridep, filiale spécialisée dans les peintures, et de la société britannique Kalon, dont Total devient l'actionnaire majoritaire, est réalisée. Kalon occupe la deuxième position en Europe sur le marché des peintures décoratives.

1996 : Vente par l'État de 4 % du capital de Total ramenant sa participation à 0,97 %. Contrat de partage de production pour le développement du champ de Tin Fouye Tabankort (Algérie). Mise en service de la raffinerie de Dalian en Chine. Cette raffinerie, d'une capacité de 100 000 b/j est la première en Chine à associer un partenaire étranger. Plusieurs acquisitions importantes pour Hutchinson. Les acquisitions de Fayette Tubular Products et National Stillman aux États-Unis, de Vincke en Espagne, de Cesari au Brésil permettent à Hutchinson d'accroître ses marchés et d'accompagner l'internationalisation des sites de production de ses clients.

1997 : Signature du contrat de développement du champ de South Pars en Iran. Total (40 %) est opérateur de ce champ gazier, l'un des plus grands au monde. Cession des actifs de TOP(NA) La cession des actifs de TOP(NA) à la société Ultramar Diamonds Shamrock marque le retrait des activités de raffinage et de distribution de Total aux États-Unis. Support de Formation EXP-PR-DI030-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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1998 : Lancement du projet Sincor, Venezuela (Total 47 %) Le projet porte sur l'exploitation des huiles extra-lourdes du Venezuela.

1999 : Rapprochement de Total et de PetroFina. Le Groupe prend le nom de TotalFina.

2000-2003 : le début d'une nouvelle ère 2000 : Rapprochement de TotalFina et d'Elf Aquitaine Naissance de TotalFinaElf, 4e pétrolier mondial. Objectif : créer un leader pétrolier mondial, un Groupe plus vaste, plus solide, plus compétitif et capable de traiter d'égal à égal avec les géants du secteur. Figure 120 : Thierry Desmarest, Président-Directeur général du Groupe depuis 1995

2003 : TotalFinaElf devient Total. Au terme de deux fusions accomplies, le Groupe manifeste ainsi sa volonté de répondre durablement par l'innovation et l'action aux besoins des hommes en énergies. Figure 121 : Logo TOTAL

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3.12. Histoire du logo Total est le nom du Groupe. Il évoque la globalité et l'engagement. Il a une signification et une prononciation identiques dans de nombreuses langues de par le monde. Total est aussi le nom de notre marque principale. Créée en 1954, elle a acquis un capital important de notoriété et de sympathie auprès de nos publics et de notre clientèle. La modernisation du réseau est achevée. La marque Total a évolué vers davantage de modernité, de puissance et de dynamisme.

L'évolution du logo : 1953 : Les responsables de la Compagnie Française de Raffinage déposent au greffe du tribunal de commerce de Paris, une nouvelle marque appelée "Total".

1954 : Choix du 14 juillet pour lancer la marque du "Super Carburant Total" : les premiers emblèmes de Total soulignent sa vocation nationale. Figure 122 : Logo Total 1954 Le nom inscrit en rouge sur blanc, est inséré entre deux triangles bleus. L'activité commerciale se développe : des produits couverts par la marque Total sont lancés sur différents marchés.

1955 : Sur les appareils distributeurs, un logotype dynamise cette symbolique tricolore : c'est la célèbre flamme rouge au cercle bleu sur fond blanc. Figure 123 : Logo Total 1955

1963 : L'enseigne bleu / blanc / rouge adopte une forme moins martiale, baptisée "savonette". Figure 124 : Logo Total 1963

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1970 : Toujours tricolore, le logotype est redessiné, et exprime davantage la stabilité et la solidité (caractères plus gras, horizontalité) que la conquête des premiers temps (abandon des obliques). Figure 125 : Logo Total 1970

1982 : Nouveau bloc-marque élargissant l'ancienne connotation surtout patriotique : il représente une synthèse entre la force rouge vigoureux et typographie puissante -, le dynamisme - les bandes diagonales -, et la sympathie - orange chaleureux. Figure 126 : Logo Total 1982

1991 : Le nom de la marque commerciale devient en juin celui du Groupe et l'identifie dans plus de 80 pays où il exerce ses activités.

1992 : Sans changer d'esprit, le bloc marque est rajeuni par des lettres plus nerveuses. L'intérieur du lettrage est simplifié et dynamisé : suppression des arrondis. Les horizontales ont été allégées et l'espace entre les lettres a été réduit. Les barrettes sont plus étroites : la marque est moins enfermée et plus lisible. Les couleurs sont plus franches. Figure 127 : Logo Total 1992

2003 : Au terme de deux fusions successives avec PetroFina et Elf Aquitaine, le groupe adopte en mai 2003 une nouvelle identité visuelle et un nouveau logo. Figure 128 : Logo Total 2003

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4. VOTRE FILIALE

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5. GLOSSAIRE

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6. SOMMAIRE DES FIGURES Figure 1 : L’histoire des énergies »......................................................................................5 Figure 2 : « Le Nucléaire »...................................................................................................7 Figure 3: Vue de l'Eurostar. .................................................................................................9 Figure 4: Évolution de la consommation mondiale (en % Mtep) ........................................10 Figure 5: Consommation de pétrole dans le monde en 2004 ............................................12 Figure 6: Répartition de la production de pétrole 2004 par continents...............................12 Figure 7: Réserves de gaz dans le monde en 2004 (Gm3 /an) .........................................14 Figure 8: Consommation de gaz dans le monde en 2004 (Gm3 /an) ................................15 Figure 9: Production de gaz dans le monde en 2004 (Gm3 /an) .......................................15 Figure 10 : Le charbon.......................................................................................................17 Figure 11: Réserves de pétrole dans le monde au 01.01.2005 .........................................18 Figure 12: Production d’hydroélectricité en 2004 (milliards de kWh) .................................22 Figure 13 : Les énergies renouvelables .............................................................................25 Figure 14: Le pic de Hubbert .............................................................................................35 Figure 15 : Génèse de l'Univers.........................................................................................46 Figure 16 : La tectonique des plaques ...............................................................................47 Figure 17: Echelle des temps géologiques. .......................................................................48 Figure 18: Derrick au soleil couchant (Italie)......................................................................50 Figure 19 : La formation d’un gisement .............................................................................51 Figure 20 : Structures moléculaires des hydrocarbures saturés - CnHn+2 ..........................53 Figure 21 : Structures moléculaires des hydrocarbures saturés ramifiés ..........................53 Figure 22 : Structures moléculaires des hydrocarbures aromatiques CnHn .......................54 Figure 23: L’huile extra-lourde de l’Athabasca...................................................................57 Figure 24 : La formation d’un gisement .............................................................................58 Figure 25: Piège par anticlinal ...........................................................................................59 Figure 26: Piège contre dôme de sel. ................................................................................59 Figure 27: Piège contre faille. ............................................................................................59 Figure 28: Vue d'installations et d'équipements pétroliers à Prudhoe Bay dans la National Petroleum Reserve of Alaska (NPRA). .......................................................................61 Figure 29: Carte des bassins sédimentaires dans le monde. ............................................61 Figure 30: Carte du plateau continental. ............................................................................62 Figure 31: Carte des provinces pétrolières et gazières dans le monde. ............................62 Figure 32: Carte d'exploration et de production en mer du Nord. ......................................63 Figure 33 : La sismique terre et mer ..................................................................................64 Figure 34: Camions vibrateurs lors d'une opération sismique dans le champ de Kkaryaga (Russie arctique).........................................................................................................65 Figure 35: Vue d’un géophone et d’un boîtier de collecte lors d’une campagne sismique. 65 Figure 36: Ouvriers dans les marécages dans le cadre d'une campagne sismique (Gabon). ...................................................................................................................................66 Figure 37 : Modèle informatique 3D d'un réservoir souterrain de gaz naturel....................66 Figure 38: Acquisition sismique en mer dans la champ de Palanca (Angola)....................66 Figure 39: Vue sur la salle de géovision 3D au CSTJF .....................................................67 Figure 40: Réunion sur les logs (coupes géologiques) du puits Peciko P13, à Balikpapan (Indonésie)..................................................................................................................68 Support de Formation EXP-PR-DI030-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Figure 41: Une géologue senior et le chef du service de géosciences sur les activités du champ de production d’Al Khalij, à Doha, au Quatar. .................................................68 Figure 42 : Le forage .........................................................................................................69 Figure 43 : Réserves prouvées..........................................................................................70 Figure 44: Site de forage de Yariapo (Bolivie). ..................................................................71 Figure 45: Site de forage de Yariapo (Bolivie) après la fin de l'exploitation. ......................72 Figure 46: Le trépan est muni de dents ou de pastilles en acier très dur...........................72 Figure 47: Opérateurs travaillant sur le mât de forage de la barge Raissa, dans le delta de la Mahakam (Indonésie). ............................................................................................73 Figure 48: Le scanner de la carothèque du centre scientifique et technique Jean Feger (CSTJF) de Pau (France). ..........................................................................................74 Figure 49: Géologue travaillant dans la carothèque du centre scientifique et technique Jean Feger (CSTJF) de Pau (France). .......................................................................75 Figure 50: Vue d’ensemble de la plate-forme PUQ (Production Utilities and Quarters) et de la plate-forme Elgin dans la tempête (Ecosse). ..........................................................76 Figure 51: Principe de la production pétrolière par grands fonds.......................................78 Figure 52 : Les différents mécanismes de récupération ....................................................79 Figure 53: Démantèlement de la plate-forme Frigg Nord Est (Norvège)............................81 Figure 54: Site de forage de Yariapo (Bolivie). ..................................................................81 Figure 55: Site de forage de Yariapo (Bolivie) après la fin de l'exploitation. ......................82 Figure 56: Vue du Tanker iranien Iran Dena, arrimé à la bouée de chargement d’un FPSO ...................................................................................................................................83 Figure 57: Carte des principaux flux de pétrole dans le monde en 2003 (en millions de tonnes)........................................................................................................................83 Figure 58: Oléoduc par voie terrestre. ...............................................................................85 Figure 59 : Projets d'Oléoducs (1) .....................................................................................86 Figure 60: Projets d'Oléoducs (2) ......................................................................................86 Figure 61: Carte des principaux flux de gaz dans le monde en 2003 (en milliards de mètres cubes). ............................................................................................................87 Figure 62 : La chaîne du GNL............................................................................................88 Figure 63: Gazoduc de Gasandes, long de 460 kilomètres reliant le réseau argentin à Santiago du Chili à travers la cordillère des Andes.....................................................89 Figure 64: Vue aérienne de l’usine de gaz naturel liquéfié (GNL) de Bontang (Indonésie) avec ses bacs de stockage et son quai de chargement des méthaniers. ...................89 Figure 65: Salle de trading d’opérations "brut" à Genève (Suisse). ...................................90 Figure 66: Traders en charge des opérations essence / naphta dans une salle de trading à Genève (Suisse). ........................................................................................................90 Figure 67: Raffinerie d’Anvers (Belgique). .........................................................................91 Figure 68: Huile extra-lourde. ............................................................................................92 Figure 69: Raffinerie de pétrole brut de Feyzin (France). ..................................................92 Figure 70: Colonne de l’unité de distillation atmosphérique de la raffinerie de Provence à La Mède (France). ......................................................................................................93 Figure 71: Vue de l’unité de craquage catalytique de la raffinerie de Donges (France). Présence d’un catalyseur fluidisé. ..............................................................................94 Figure 72: Unité de désulfuration de la raffinerie d’Anvers. ...............................................94 Figure 73: Unité d’alkylation de la raffinerie de La Mède (France).....................................94 Figure 74: Le raffinage.......................................................................................................95 Figure 75: Le processus de raffinage, du pétrole brut jusqu'au produit final......................96 Support de Formation EXP-PR-DI030-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Figure 76: Boîtier de CD-Rom en polyéthylène. ................................................................98 Figure 77: Exemple de produits dérivés de l'industrie pétrochimique : semelles de chaussures de sport. ..................................................................................................98 Figure 78: Usine Arkéma de Balan (France) qui fabrique les grands plastiques de notre quotidien. ....................................................................................................................99 Figure 79 : La pétrochimie .................................................................................................99 Figure 80: La réaction de polymérisation .........................................................................100 Figure 81: Schéma illustrant le fonctionnement du vapocraquage. .................................101 Figure 82: Vapocraqueur de la raffinerie de Feyzin, près de Lyon (France). ...................102 Figure 83: Vue de l’unité d’extraction des essences aromatiques – Feyzin (France). .....102 Figure 84: Schéma de la chaîne logistique pétrolière. .....................................................103 Figure 85: Vue aérienne du Dépôt de Gennevilliers (France)..........................................103 Figure 86: Coupe simplifiée d’un réservoir pétrolier.........................................................104 Figure 87: Bac de stockage d’hydrocarbures au dépôt pétrolier du Mans (France), avec des alimentations anti-incendie au premier plan.......................................................105 Figure 88: Vue du chargement d’un camion-citerne au dépôt pétrolier SPRL (Société des Pipelines de la Raffinerie de Lorraine) de Hauconcourt (France). ............................105 Figure 89: Les différents types d’installations d’un dépôt pétrolier...................................106 Figure 90: Chargement des carburants en dépôt et récupération des vapeurs en bac de stockage. ..................................................................................................................107 Figure 91: Vue de nuit de la station-service Total du relais de Chanteraine sur l’autoroute A10, à Limours-Bris-sous-Forges (France)...............................................................108 Figure 92: Plan de coupe d'un moteur à essence............................................................109 Figure 93: Un employé de la station-service Total de la Chapelle sur Erdre (France).....111 Figure 94: Schéma d'une station-service.........................................................................111 Figure 95: Additivation des carburants essence et gazole...............................................112 Figure 96: Réapprovisionnement en carburant d’une voiture dans une station-service près de Lançon-de-Provence (France). ............................................................................113 Figure 97 : Production d'hydrocarbures par zone géographique .....................................136 Figure 98 : Réserves de liquides et de gaz......................................................................137 Figure 99 : Vente de produits raffinés y compris trading (à droite) ..................................137 Figure 100 : Capacité de raffinage en fin d'année (à gauche) .........................................137 Figure 101 : Chiffre d'affaire 2005 hors Groupe...............................................................138 Figure 102 : Résultat opérationnel net ajusté 2005 .........................................................138 Figure 103 : Répartition de l'actionnariat par zone géographique....................................138 Figure 104 : Répartition de l'actionnariat .........................................................................138 Figure 105 : Répartition des effectifs par secteur ............................................................139 Figure 106 : Répartition des effectifs par zone géographique..........................................139 Figure 107 : Schéma d’organisation du groupe ...............................................................141 Figure 108 : Raymond Poincarré, président du Conseil de la IIIe République.................143 Figure 109 : Ernest Mercier 1er président de la CFP de 1924 à 1940.............................143 Figure 110 : Le premier jaillissement de Baba Gurgur.....................................................143 Figure 111 : Le pétrolier Emile Miguet .............................................................................144 Figure 112 : Pompe de la CFDPA dans les années 50 ...................................................144 Figure 113 : 1er logo Total...............................................................................................145 Figure 114 : Relais de Sully, à Nogent Le Rotrou, en 1955 .............................................145 Figure 115 : Le Général de Gaulle en visite à Hassi Messaoud ......................................145 Figure 116 : ABK .............................................................................................................146 Support de Formation EXP-PR-DI030-FR Dernière Révision: 24/05/2007

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Exploration & Production Cours Divers Introduction au Monde Pétrolier

Figure 117 : Centre de Recherche Hutchinson de Montargis ..........................................146 Figure 118 : Concept des stations "Premier" ...................................................................148 Figure 119 : Champ de Dunbar, mer du Nord, zone britannique .....................................149 Figure 120 : Thierry Desmarest, Président-Directeur général du Groupe depuis 1995 ...150 Figure 121 : Logo TOTAL ................................................................................................150 Figure 122 : Logo Total 1954...........................................................................................151 Figure 123 : Logo Total 1955...........................................................................................151 Figure 124 : Logo Total 1963...........................................................................................151 Figure 125 : Logo Total 1970...........................................................................................152 Figure 126 : Logo Total 1982...........................................................................................152 Figure 127 : Logo Total 1992...........................................................................................152 Figure 128 : Logo Total 2003...........................................................................................152

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7. SOMMAIRE DES TABLEAUX Table 1: Consommateurs d’énergie fossile dans le monde – le pétrole.............................11 Table 2: Consommateur d’énergie fossile dans le monde – le gaz....................................14 Table 3: Consommation de charbon (houille + lignite) en millions de tonnes, en 2004 .....16 Table 4: Réserve de pétrole par pays et par région...........................................................19 Table 5: Production d’électricité d'origine géothermique, solaire, éolienne, du bois et de la biomasse en 2004 (milliards de kWh).........................................................................22 Table 6: Production d’électricité à partir des énergies renouvelables hors hydroélectricité en 2004.......................................................................................................................23 Table 7: La production d’électricité nucléaire dans le monde en 2003 (milliards de kWh).26 Table 8: Prévisions mondiales dans le domaine de l’énergie du rapport WETO établi par la Commission européenne en 2003. .............................................................................31 Table 9: Chaîne des coûts pour les carburants automobiles en Europe, du gisement à la pompe (ordre de grandeur 2002-2003, France/Allemagne/Grande-Bretagne). ........114 Table 10: Les principales compagnies pétrolières internationales en milliards de $ (chiffres 2003) ........................................................................................................................118 Table 11: Les compagnies nationales du pétrole et du gaz .............................................120 Table 12: Les principaux pays consommateurs de pétrole en 2004 ................................122 Table 13: Les principaux pays producteurs de pétrole en 2004.......................................123 Table 14: Les principaux consommateurs de gaz dans le monde en 2004 .....................125 Table 15: La production de gaz naturel dans le monde par pays (2004) .........................126 Table 16: Réserves de pétrole par pays et par régions au 1er janvier 2005....................127 Table 17: Les réserves de gaz naturel dans le monde par pays (2004) ..........................129

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