Exploitation du pétrole

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Introduction à l’exploitation du pétrole.

  1. Formation du pétrole
    1. Origine du pétrole : le kérogène
    2. Formation des gisements de pétrole
  2. Techniques d’extraction du pétrole
    1. Exploration et prospection
    2. Forage des puits de pétrole
    3. Récupération du pétrole
    4. Impact de l’évolution technologique
  3. Transformation du pétrole
    1. Distillation
    2. Craquage et reformage
  4. Produits dérivés du pétrole
    1. Dérivés du pétrole à usage énergétique
    2. Proportions de production
  5. Classification des hydrocarbures
    1. Par provenance
    2. Hydrocarbures liquides
    3. Agro-carburants : bio-diesel, alcool
    4. Par qualité
  6. Transport et stockage du pétrole
    1. Transport du pétrole
    2. Stockage du pétrole
  7. Les coûts de transport et de stockage
    1. Entre producteurs et acheteurs
    2. Pour un pétrolier raffineur


Formation du pétrole

La formation des gisements de pétrole est un processus naturel qui a pris plusieurs millions d’années. Tous les gisements ne contiennent pas le même pétrole ; les caractéristiques des gisements et du pétrole qu’ils contiennent conditionnent les méthodes de valorisation de la ressource.

Origine du pétrole : le kérogène

Le pétrole provient de la décomposition de végétaux et d’organismes marins, accumulés sous la surface de la Terre.

crude oil formation petrole

Il y a plusieurs millions d’années, les restes de nombreux organismes marins se sont déposés au fond des océans. Avec le temps, ils se sont accumulés et se sont mélangés à la boue et au limon pour former des couches de sédiments riches en matière organique : le kérogène. Le kérogène provient de la décomposition des matières organiques par des bactéries. Le kérogène est disséminé dans une masse minérale (la roche mère), sous forme de petits filets.

Les sédiments s’enfoncent lentement dans le sol, sous l’effet de la tectonique des plaques, de son propre poids, et de la gravité.

Sous l’effet de la compression due aux fortes profondeurs, ces couches de sédiments se sont transformées en roche. Avec l’augmentation de l’épaisseur de ces couches de sédiments et des apports de chaleur géothermique, la température s’est élevée et a entraîné une décomposition des matières organiques en substances plus simples : les hydrocarbures. Cette décomposition d’origine thermique est nommée la pyrolyse. Le pétrole brut est ainsi né.

Formation des gisements de pétrole :

Relativement léger, le pétrole brut a tendance à remonter naturellement vers la surface de la Terre. Il migre lentement à travers des couches géologiques poreuses. Lorsqu’il rencontre des roches imperméables, une accumulation se forme (d’où le nom d’origine du pétrole, “petra oleum”, huile de roche).

Dans les poches de pétrole ainsi constituées, du gaz naturel (plus léger) s’accumule dans la partie supérieure, le pétrole brut gisant en dessous. Les roches des parties inférieures d’un gisement sont remplies d’eau.

Comme nous le savons, les gisements de pétrole les plus importants sont localisés pour l’essentiel dans le Golfe Persique. On trouve aussi d’autres gisements importants sous la mer ; ceux-ci sont plus éparpillés.

Par ailleurs on distingue 3 grandes familles de brut, suivant leur composition chimique :

- les bruts à prédominance paraffinique ;
- les bruts à prédominance naphténique ;
- les bruts à prédominance aromatique.

roche petrole porosite aromatique naphtenique paraphinique paraffin naphta aromatic crude oils

D’autres sortes de pétrole bruts, plus lourds, sont aptes à faire du bitume.

Plus un brut est léger, plus il est apte à fournir une large gamme de produits dérivés de qualité.

Les caractéristiques et les compositions d’un pétrole brut conditionnent son prix de vente.


Techniques d’extraction du pétrole

Exploration et prospection de nouveaux gisements pétrolifères :

Pour trouver le pétrole, on cherche des bassins sédimentaires dans lesquels du gaz et du pétrole ont pu se former. Gaz et pétrole ont ensuite dû avoir la possibilité de migrer à travers des roches poreuses capables de contenir de grandes quantités.

Les techniques de repérage modernes (imagerie satellite, études géophysiques, études sismiques tridimensionnelles), qu’elles soit onshore ou offshore.

seismic study etude sismique onshore

seismic study etude sismique offshore

Forage des puits de pétrole :

Après le forage d’un puits d’exploration, destiné à confirmer la présence de pétrole, d’autres puits sont creusés pour délimiter le gisement. La plupart des puits sont forés à l’aide d’un trépan, un outil de coupe situé à l’extrémité d’un train de tige de forage supporté par une tour métallique appelée derrick. Le trépan est entraîné en rotation. La vitesse de forage varie fortement en fonction de la nature des roches traversées. De la “boue de forage” (un mélange d’argile d’eau et de produits chimiques) est injectée en permanence à l’intérieur des tiges. Elle remonte dans l’espace compris entre les tiges et les parois du puits.

drilling oil well onshore forage puits petrole terre

La boue permet de refroidir le trépan et d’évacuer les débris de forage. De retour en surface, la boue est filtrée et réinjectée dans le puits. L’analyse des débris permet de qualifier les roches traversées.

Les progrès dans les techniques de forage autorisent désormais la réalisation de forages de petit diamètres, de forages obliques, horizontaux, multi-drains, etc. Ces progrès ont permis l’exploitation de gisements qui n’étaient jusqu’alors pas rentables, pour des raisons techniques et/ou économiques.

Pour les gisements en offshore, on a généralement recours à des plate-formes de pompages autonomes. Des navires spéciaux peuvent être utilisés pour l’exploitation de gisements de plus faibles capacité.

drilling oil well offshore forage puits petrole mer

Récupération du pétrole :

Suivant les caractéristiques du gisement, la récupération du pétrole peut s’effectuer de manière totalement naturelle, ou, dans le cas contraire, elle doit être assistée.

Récupération naturelle du pétrole :

Si la pression du gisement est suffisante, le pétrole jaillit naturellement, à la manière d’un puits artésien. Cependant, on a souvent recours à l’installation de pompes à balancier. Après l’extraction de 20 à 30 % du pétrole présent dans le gisement, il est nécessaire de procéder à une récupération assistée. Cependant, à l’heure actuelle, nous ne découvrons plus de gisements de ce type.

Récupération assistée du pétrole :

L’évolution de la technologie permet désormais de repousser la plupart des limites techniques d’autrefois.

Lorsque la pression du gisement est insuffisante, on procède à l’injection de fluide(s) pour forcer le pétrole à remonter. Ces fluides peuvent être du gaz (celui du gisement, ou du gaz de pétrole liquéfié), ou encore de l’eau.

Des techniques encore plus évoluées (qui demandent plus d’énergie), comme les méthodes thermiques ou l’entraînement par fluide miscible, permettent d’exploiter les gisements délicats.

La méthode thermique consiste à chauffer le pétrole pour le fluidifier (c’est-à-dire diminuer sa viscosité). La chaleur provient de l’injection de vapeur ou d’une combustion souterraine.

L’entraînement par fluide miscible est effectué à l’aide de gaz carbonique ou de gaz de pétrole liquéfié, plus léger.

Enfin, des méthodes chimiques tente le limiter la capillarité qui retient le pétrole dans les roches. On utilise pour cela des polymères ou des micros émulsions à base d’huiles, d’eau, d’alcools et de tensioactifs.

Impact de l’évolution de la technologie :

Les progrès technologiques permettent :

- d’identifier de nouveaux gisements pétroliers ;
- d’exploiter de nouveaux gisements, là où d’anciennes technologies atteignaient leurs limites ;
- d’augmenter les rendements d’exploitation (gisement davantage exploités, prix de revient diminué, etc.).

Nous pouvons dire que la technologie a contribué à la hausse de la demande en pétrole.


Transformation du pétrole

Avant de pouvoir être une source d’énergie utilisable de manière efficace, le pétrole doit être transformé, par différents traitements physiques et chimiques. À l’issue du processus de raffinage, de nombreux produits dérivés sont utilisables et utilisés comme combustibles ou substances de base pour la pétrochimie.

Distillation :

Le pétrole brut est d’abord chauffé à 370°C.

Il se vaporise alors partiellement et est conduit dans une colonne de fractionnement (une sorte de tour de distillation).

distillation petrole crude oil tower tour

En haut de la colonne, on récupère du gaz de raffinerie utilisé sur place comme combustible. On récupère aussi d’autres gaz de pétroles comme le butane et le propane, des essences et du naphta. Ce dernier est le composé de base de l’industrie pétrochimique. On récupère ensuite le kérosène (utilisé en aviation, dans les moteurs à réaction), le gazole et le fioul domestique. Plus bas sur la colonne, on récupère des résidus, qui sont redistillés sous vide pour obtenir des fiouls lourds, des lubrifiants et des bitumes.

Afin d’obtenir des qualités d’essence spécifiques (indices d’octane élevés) et de diminuer la teneur en soufre des gazoles, il faut encore traiter les produits issus de la distillation.

Craquage et reformage :

Le craquage consiste à fractionner les longues molécules d’hydrocarbure en molécules plus petites. Cette opération peut être effectuée par procédé thermique sous hautes pressions, ou catalytique (sous hautes températures et en présence d’un composé qui facilite la réaction chimique). Quand de l’hydrogène est impliqué, on parle d’hydrocraquage, quand c’est de l’eau, on parle de vapocraquage.

crude oil cracking fractioning process procede craquage reformage petrole

Le reformage permet de convertir le naphta ou de produire des essences de qualité supérieure.

Il existe d’autres procédés de raffinage comme l’isomérisation, l’alkylation, etc… On peut ainsi agir sur les caractéristiques des produits obtenus (indice d’octane, couleur, odeur, volatilité…).

Conclusion sur la transformation du pétrole :

Le pétrole doit subir de nombreuses transformations pour être exploitable dans le cadre d’une utilisation précise. Ces multiples transformations impliquent des consommations d’énergie. Au final, la multitude de produits dérivés pourra être utilisée de diverses manières (combustible, carburant, pétrochimie, plastiques, etc.).

Ces sous-produits sont parfois directement valorisables (essences, gazoles, etc.), parfois ils devront subir d’autres transformations pour être exploitables, certains même sont des produits fatals, qui n’ont pas de débouchés réels.

La tendance étant à la valorisation d’un maximum de sous-produits, et la proportion de produit dérivés obtenus étant relativement fixe, les industries pétrolières doivent donc chercher des débouchés supplémentaires pour les produits dérivés produits en sur-quantité. Par exemple, la diésélisation du parc automobile français bouscule les quantités de produits dérivés, pour lesquels il faut soit assurer la demande, soit trouver de nouveaux débouchés.


Produits dérivés du pétrole

Le pétrole brut a de nombreux produits dérivés, dans le secteur énergétique et la chimie. L’essence et le gazole représentent les principaux dérivés du pétrole. Ils sont essentiellement utilisés comme carburants automobiles, mais ce ne sont pas les seuls dérivés énergétiques.

D’autres dérivés comme les gaz de pétrole liquéfiés (butane, propane, etc.) ou le fioul, sont utilisés comme combustibles, voire comme carburants.

D’autres dérivés sont utilisés dans des domaines particuliers, comme la chimie.

Dérivés du pétrole à usage énergétique :

Les dérivés pétroliers à vocation énergétique sont utilisés comme carburant :

- le fioul lourd, utilisé pour la propulsion de navires, et certaines centrales de production d’électricité ;
- le fioul domestique, utilisé par les tracteurs agricoles, la propulsion de navires, des groupes électrogènes ;
- l’essence, utilisée dans l’automobile et la petite navigation, et dans certains petits groupes électrogènes ;
- le gazole, utilisé dans l’automobile et le transport routier ;
- le kérosène, utilisé dans l’aviation pour les moteurs à réaction ;
- les gaz de pétrole liquéfiés (GPL – butane, propane), utilisés dans l’automobile.

Certains d’entre eux sont aussi utilisés comme combustibles dans des chaudières, des fours, ou pour la cuisson :

- le fioul domestique, pour le chauffage et la production d’eau chaude ;
- les gaz de pétrole liquéfiés (GPL – butane, propane), pour le chauffage, la production d’eau chaude et la cuisson.

Des proportions de production quasiment fixes :

La problématique :

Le pétrole brut est valorisé au maximum.

Les produits de raffinage qui ne peuvent être vendus sont valorisés en interne, au niveau de la raffinerie. Les différents processus qui entrent en jeu lors du raffinage séparent le pétrole brut en différents sous-produits destinés à des usages bien spécifiques.

Les dérivés du pétrole brut sont produits dans des proportions à peu près fixes, ou en tout cas, sur lesquelles on ne dispose pas d’une grande plage de variation.

Ainsi, le pétrole brut permet de produire environ 45.6% d’essence, 20.9% de gazole et de fioul de chauffage, 9.4% de kérosène, 1.3% de carburants à base de naphta, 6.8% de résidus oléagineux, 1.2% de graisses lubrifiantes, 3% de matières premières pétrochimiques, 3.2% de bitume, 3.9% de coke pétrolifère et 3.6% de gaz liquides.

Les chiffres précédents sont une moyenne pour les USA. Ils varient d’un pays ou d’une raffinerie à l’autre pour de multiples raisons (qualité du brut utilisé, profil de consommation du marché local, flexibilité de production des installations en raffineries, époque de l’année, etc.).

La capacité des raffineries à moduler la proportion de dérivés issus du pétrole brut est assez modeste.

Cette faible marge de manœuvre a une conséquence importante : pour répondre à une forte hausse de la demande d’un des dérivés, il faut réussir à écouler la surproduction des autres dérivés. Cela oblige les compagnies pétrolières à travailler main dans la main avec les différentes industries, notamment l’automobile. Cela signifie aussi que des carburants alternatifs comme les gaz de pétrole liquéfiés, ne pourront jamais représenter une proportion significative du marché.


Classification des hydrocarbure

Par provenance :

Il y a différentes provenances de bruts. Les plus connus étant :

- le WTI (West Texas Intermediate – brut Texan),
- le Brent (brut de mer du Nord),
- l’Arabian Light (brut léger du golfe persique).

La production totale d’hydrocarbures liquides peut se décomposer comme suit :

- Le « Pétrole brut » (ou “crude” en anglais) désigne le pétrole issu d’un gisement naturel, et que l’on exploite sous forme liquide à la pression atmosphérique. Cette appellation désigne donc un produit naturel avant raffinage, mais qui a déjà perdu une partie de sa composition de gisement, la fraction d’hydrocarbures légers quittant la phase liquide sur le lieu même de son exploitation.

On parle de “brut conventionnel” pour être plus restrictif, en insistant sur l’exclusion des catégories qui suivent. L’ASPO (Association for the Study of Peak of Oil and gaz) a défini une catégorie encore plus exclusive, le pétrole dit « régulier », qui ajoute une classification par provenance, excluant l’offshore profond (plus de 500 mètres d’eau) et les régions situées au-delà des cercles polaires, mais qui inclut les condensats.

- Les « condensats », dits aussi “pentane plus” ou “C5+”, ou “liquides de puits de gaz naturel” : ce nom désigne la fraction légère allant du pentane (C5H12) jusqu’à l’heptane (C7H16) ou l’octane (C8H18). Les condensats désignent la fraction d’hydrocarbures qui, en solution gazeuse dans le gisement, condensent sous forme liquide à pression atmosphérique. Ils sont généralement associés aux grands gisements de gaz naturel, mais aussi au gaz associé des champs de pétrole.

C’est une contribution importante aux approvisionnements mondiaux, de l’ordre de 6 Mbep/j, et il s’agit de plus de liquides de très haute qualité (légers et contenant peu de soufre).

Il est assez rare que les quantités concernant les condensats soient donnés explicitement, ils sont presque toujours inclus dans le pétrole brut, sauf pour les pays de l’OPEP, car ils sont exclus des quotas. Il arrive aussi que les condensats produits par les gisements exploités pour le pétrole brut soient comptés avec celui-ci, mais que ceux produits par les gisements de gaz soient comptés à part (c’est le cas aux États-Unis par exemple).

- Les « liquides de gaz naturel » (éthane, propane, butane – C2 à C4) restent des gaz à température ambiante, mais sont liquéfiés dans les usines qui traitent le gaz, par cryogénie. On parle de « liquide d’usine de naturel ».

Butane et propane sont souvent appelés Gaz de Pétrole Liquéfié (GPL), mais, dans cette appellation, on ne distingue pas ceux qui viennent des usines de gaz naturel et ceux qui viennent du raffinage du pétrole (qui contient aussi du butane et du propane en solution).

- Les pétroles extra-lourds, trop visqueux pour être vendus directement (non transportables par pipelines), peuvent être mis sur le marché par deux méthodes :

- On en produit du syncrude (pétrole brut de synthèse). On trouve ce type de production au Canada (Athabasca : 600 kb/j environ – il s’agit de bitume solide à l’état naturel) et au Venezuela (vallée de l’Orénoque : plus de 550 kb/j – Liquide à l’état naturel).

Il est produit via de coûteuses opérations surtout s’il s’agit de bitume, notamment l’ajout d’hydrogène et l’injection de vapeur et/ou de solvants pour le liquéfier in situ.

Le pétrole extra-lourd (de ces deux mêmes régions) vendu non transformé en syncrude (donc de faible valeur). Il est soit mélangé à des hydrocarbures légers (condensats, brut léger, syncrude ou naphta) pour donner un mélange suffisamment fluide pour le transport en pipeline, soit sous forme d’émulsion dans l’eau (Orimulsion vénézuélienne).

Actuellement, seuls l’Athabasca et la vallée de l’Orénoque produisent des pétroles extra-lourds, mais il en existe des réserves (beaucoup plus petites) à d’autres endroits : Madagascar, Russie, Alaska, Inde, etc.

Les liquides de synthèse produits à partir de charbon et de gaz naturel. L’Afrique du Sud est de loin le premier producteur (165 kb/j) et utilise surtout du charbon comme matière première. De nombreux projets sont à l’étude dans divers pays (Qatar, Chine, etc.).

A noter aussi les agro-carburants, de type bio-diesel et alcool :

- Le « gain de raffinage » : les raffineries, grâce notamment à l’hydrocraquage (ajout d’hydrogène) produisent des liquides globalement un peu moins denses que le brut qu’elles achètent, il y a donc un gain en volume qu’il faut prendre en compte comme une catégorie de production si l’on veut que les chiffres de production et de consommation coïncident. C’est quelque peu trompeur, puisque le gain de raffinage n’est évidemment pas une source d’énergie. C’est un effet de l’habitude de mesurer le pétrole en volume, alors qu’il aurait été plus rigoureux de le mesurer en masse, ou mieux encore en pouvoir calorifique (ce qui ne se pratique, semble-t-il, qu’en Nouvelle-Zélande).

Ces multiples catégories rendent difficile l’évaluation de la production et des réserves, car beaucoup de sources donnent des quantités sans indiquer clairement quelles catégories sont prises en compte ou pas. Il est souvent difficile de comparer deux pays en étant certain d’avoir des chiffres incluant exactement la même chose. De plus, les limites entre catégories sont parfois floues : ainsi, on considère en général que la limite entre bitumes et brut conventionnel est à 15°API, mais cette valeur est arbitraire. Pour le Venezuela, elle se situe à 10°API. Une partie des quantités qu’il annonce doit donc être transférée dans la catégorie des pétroles non conventionnels.

Par qualité :

On parle souvent de pétrole « conventionnel » contre « non conventionnel », mais là aussi cette distinction est sujette à interprétation. Souvent, le pétrole « conventionnel » désigne les catégories 1, 2 et 6, et parfois seulement la catégorie 1. Certaines classent même comme « non-conventionnels » certains pétroles bruts à haut coût de production, venant de gisements en offshore très profond (et ici encore la limite est variable : 300, 500 ou 1 000 mètres d’eau), de régions polaires (mer de Barents et Alaska, entre autres) ou de gisements matures en phase de récupération tertiaire (par exemple par injection de CO2).

Les pétroles (qu’il s’agisse des bruts conventionnels, de condensats, ou de syncrude) ne sont pas tous de la même qualité. Différentes échelles permettent de comparer les pétroles entre eux. Les plus importantes sont la densité et la teneur en soufre.

- La « densité API » (conçue par le American Petroleum Institute) est utilisée dans le système anglo-saxon pour exprimer la densité du pétrole. Un liquide dont le degré API est de 10°API à une température de 15 °C, a une densité de 1,00 (soit celle de l’eau, 1 kg/litre) à la même température. Une densité de 22°API à 15 °C équivaut à 0,9218 de densité à 15 °C et 35°API à 15 °C équivaut à 0,8498 de densité à 15 °C. La limite inférieure du pétrole conventionnel est généralement placé à 15°API.

On parle généralement de brut lourd pour moins de 20°API, moyen dans les 20 à 30°API et léger au-delà, mais ces bornes varient selon les pays. Les pétroles les plus légers sont les plus convoités par les raffineurs, car ils donnent directement beaucoup de coupes légères de grande valeur (diesel, essence, naphta). À l’inverse, les pétroles lourds donnent plus de produits, tels que des bitumes et du fioul résiduel, qu’il faut soit vendre tels quels à bas prix, soit convertir en coupes plus légères, notamment par hydrocraquage (ajout d’hydrogène).

- La teneur en soufre varie considérablement d’un gisement à l’autre et donc d’un mélange commercial à l’autre, de 0,03 % à quelques 5 %. Le soufre est un polluant que les raffineurs doivent retirer (du moins dans les pays ayant des lois contre les pluies acides) ; il diminue donc la valeur du brut. On place en général à 1.5 % de soufre la limite entre pétrole « doux » (sweet) et « acide » (sour).

Un brut peut être :

- TBTS (Très Basse Teneur en Soufre),
- BTS (Basse Teneur en Soufre),
- MTS (Moyenne Teneur en Soufre),
- HTS (Haute Teneur en Soufre)
- THTS (Très Haute Teneur en Soufre)

Outre ces deux échelles principales, il y a nombres d’autres critères de qualité, parmi lesquels on peut citer la viscosité, l’acidité, les ratios entre types d’hydrocarbures (cycliques ou non, saturés ou non), et les teneurs en azote, en métaux lourds, en sels, etc.

Dans la hiérarchie des prix de bruts, le prix d’un brut dépend, en grande partie, des caractéristiques chimiques et physiques de celui-ci. C’est ainsi qu’un brut HTS (Haute Teneur en Souffre) a un prix plus bas qu’un brut BTS (Basse Teneur en Souffre), un brut naphténique est plus cher car ce brut va, après reformage, donner beaucoup de produits aromatiques à haut indice d’octane, servants de bases à la fabrication des essences ordinaires et super. Si la fraction kérosène du brut est abondante et elle a un point de congélation très bas, par exemple -54°C, ce brut est plus cher car le kérosène sert de base à la fabrication du Jet A1, carburant pour les avions.

Le prix d’un pétrole donné est donc déterminé par rapport au gisement initial et à leurs contenants, mais aussi aux bruts qui servent de référence (Brent, WTI, Arabian Light, Minas, etc.). Un pétrole donné, selon sa qualité et sa distance du marché (pour refléter le prix du transport, qui atteint quelquefois 4 euros par baril), se voit attribuer un différentiel de prix par rapport au brut de référence. Ce différentiel est le plus souvent négatif, puisque les bruts qui servent de référence sont des pétroles de très bonne qualité et disponibles près des centres de consommation. Il varie aussi selon le marché.

crude oil type table petrole


Transport et stockage du pétrole

De par sa densité énergétique et sa forme liquide, le pétrole est relativement facile à stocker et transporter sur de longues distances.

Le transport du pétrole :

Le transport maritime à bord de pétroliers :

La transport maritime du pétrole, à bord de tankers et de super-tankers, pouvant transporter jusqu’à 400 000 tonnes de pétrole brut, représente plus de la moitié du commerce maritime mondial.

super-tanker

Les pétroliers sont conçus comme d’immenses réservoirs, parfois scindés en plusieurs compartiments, pour stocker des pétroles de caractéristiques différentes (densité notamment). Ainsi on peut mieux gérer la répartition des masses sur le navire.

Notons tout de même que, ces 30 dernières années, de nombreuses catastrophes maritimes impliquant des super-tankers ont eu lieu (l’Exxon Valdez, l’Amoco Cadiz, l’Erika, le Prestige, le Tasman Spirit, etc.). Elles ont provoqué des catastrophes écologiques et économiques sur les littoraux touchés par les marées noires. L’essentiel des coûts de dépollution et de dédommagement ont été pris en charge par les collectivités des gouvernements locaux. Depuis, les nouveaux navires de transport pétrolier sont équipés de doubles coques, qui sont censés réduire ces risques de catastrophes.

La taille titanesque des super-tankers engendre des consommations monstrueuses de carburant, mais qui restent raisonnables comparées à leur capacité de transport. Actuellement, plus de 700 pétroliers d’un tonnage supérieur à 200 000 tonnes sont en circulation.

Le transport du pétrole par oléoducs :

Le moyen le plus simple et le plus sûr d’acheminer le pétrole d’un point à un autre reste l’oléoduc (pipeline). Dans ces tuyaux, le pétrole est acheminé à la vitesse de 5 km/h. Cette vitesse est maintenue grâce à des stations de pompage installées à intervalles réguliers tout au long du tracé du pipeline.

oil pipeline

Les oléoducs traversent de nombreux pays, et font l’objet de compromis politiques, voire de conflits. Sans oublier les sabotages sauvages (comme dans le delta du Niger).

Le stockage du pétrole :

Le pétrole ne pose pas spécialement de problèmes de stockage, grâce à son état liquide. Il est donc stocké en citerne ou réservoir. Sous sa forme brute, le pétrole est généralement assez visqueux, et les fuites limitées. Le transfert d’un moyen de stockage à un autre est réalisé par des pompes. Certains produits dérivés du pétrole, comme les essences, sont plus volatiles et nécessitent davantage de précautions, notamment par rapport aux risques d’incendie.

oil storage stockage petrole

Conclusion sur le transport et le stockage du pétrole :

Le caractère liquide du pétrole rend le transport et le stockage aisé : stockage et transport ne présentent pas de problèmes techniques complexes. En revanche, les problèmes surviennent lors de la défaillance des infrastructures de transport et de stockage.


Les coûts de transport et de stockage

Les coûts inhérents aux échanges entre producteurs et acheteurs :

La valorisation d’une quantité déterminée de brut, en général 1 tonne métrique, tient compte du prix FOB (Free On Board – sans les frais et charges) de ce brut plus les frais de transport (le fret), l’assurance, les incidences de pertes, les frais de raffinage et une certaine marge bénéficiaire pour le raffineur (ce devient alors le prix CIF – Cost, Insurance Freight ; ou encore le CAF – Coût, Assurance et Fret, en Français).

Dans le premier cas (FOB), c’est l’acheteur qui paie les charges après achat, et dans le deuxième cas (CIF), c’est le vendeur qui en a la charge ; le prix étant moins élevé dans le premier cas que dans le deuxième.

Aussi il y a toujours une corrélation entre le prix des produits finis et le prix FOB d’un brut. Cette valorisation se fait quotidiennement par moyens informatiques interposés, afin de connaître au jour le jour la valeur marchande de chacune des qualités de brut sur le marché.

Toute transaction de brut ou de produit nécessite la connaissance de ce brut ou de ce produit. Aussi le vendeur, quand il est le premier propriétaire du brut fournit à l’acheteur une analyse plus ou moins détaillée des caractéristiques physico-chimiques du brut ou du produit. Selon le cas et le nombre de caractéristiques demandées au laboratoire d’analyse, une telle analyse peut coûter entre 200 000 et 250 000 €. Ainsi, le producteur du brut régule minutieusement le débit de chaque puits productif (ou de chaque gisement) afin de respecter cette constance de qualité. Cette régulation se fait par ordinateur.

Pour un pétrolier raffineur, le commerce des bruts et des produits finis a plusieurs objectifs :

- assurer l’approvisionnement en brut et en charges ses propres raffineries,
- écouler sur le marché ses propres surplus de production en brut et en produits,
- échanger avec ses confrères les bruts et les produits afin d’éviter les transports inutiles.

Il est aussi important de connaître aussi près que possible la valeur d’un pétrole d’une qualité donnée à un moment donné. Pour ce faire, à l’aide de programmes informatiques, on effectue une valorisation spot, c’est-à-dire qu’on détermine la valeur de cette qualité de pétrole avec les prix des produits finis du moment. En effet, connaissant la qualité de pétrole, et d’après une certaine structure de raffinage déterminée, on peut évaluer la quantité de propane/butane, d’essences, de Jet A1, de gasoil moteur et de fioul domestique que l’on peut produire, et donc le prix de ce pétrole (compte tenu de son coût de raffinage et de transport, marge, etc.).

Comme il a été dit, entre producteur, intermédiaire et consommateur final, il existe un marché de transactions international et d’échanges aussi bien en brut qu’en produits finis. En général, les sociétés pétrolières établissent avec les pays et/ou sociétés producteurs des accords d’achats à plus ou moins long terme. Néanmoins, une bonne partie du pétrole produit est vendu sur le marché libre, et selon l’offre et la demande du moment.

Évidemment la proximité des lieux de consommation influence également le prix car le coût du transport est moindre sans parler d’autres critères économiques et/ou politiques.

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