Après l'anthropocène, l'ère de l'énergie solaire ?

Traduction raccourcie de l'article : "What future for the anthropocene? A biophysical interpretation."


Bardi U. 2016. What Future for the Anthropocene? A Biophysical Interpretation. BioPhysical Economics and Resource Quality.
Ugo Bardi est professeur de chimie physique à l'université de Florence.


L’anthropocène est une période de l'histoire géologique, récemment définie comme une perturbation de l’écosystème terre par l’espèce humaine et son activité industrielle basée sur les énergies fossiles. Bardi avance cependant, qu'à l'avenir, cette ère ne va pas durer plus d’un siècle au vu de l’épuisement du potentiel énergétique des carbones fossiles. Il est toutefois possible que le système économique parvienne à récupérer l’énergie solaire à l’aide d’appareils photovoltaïques. Si cela arrive, l’influence importante de l’homme sur la terre perdurerait pour plus longtemps encore mais sous des formes bien différentes.

On décrit l’histoire de la terre en la découpant en périodes séparées par des changements dans la composition des roches, le plus souvent des modifications de leur composition biotique (traces de vie). Les scientifiques proposent depuis quelques années une nouvelle subdivision : l’anthropocène pour qualifier notre époque où l’activité humaine perturbe l’écosystème. Il n’y a pas encore de date officielle pour le début de cette période mais la majorité de la communauté scientifique pense qu'on peut l’établir au début de l’exploitation des composants fossiles carbonés et de leur combustion à grande échelle. Comme la disponibilité des énergies fossiles va décroitre on peut se demander si le système terre va revenir aux conditions antérieures de l’holocène ou évoluer vers de nouvelles formes formes de perturbation humaine comme par exemple l’utilisation d’appareils permettant de capter et transformer l’énergie solaire.

La mesure de la contrainte sur l'approvisionnement pétrolier (brève)

Rajouter l'équivalent de la production irakienne tous les deux ans pour compenser le déclin du pétrole conventionnel

"Comme d'autres groupes énergétiques mondiaux, Wood Mackenzie croit qu'un retrait de l'exploration et une baisse de l'investissement en faveur de la production future, accumulent les problèmes, à savoir une pénurie d'approvisionnement et une hausse des prix à partir de 2019.

Fatih Birol, directeur exécutif de l'Agence internationale de l'énergie, a déclaré le mois dernier qu'une troisième baisse annuelle consécutive des investissements par les producteurs de pétrole en 2017 serait le plus long repli des investissements dans l'histoire de l'industrie.

"Nous entrons dans une période de grande volatilité des prix du pétrole", a déclaré M. Birol. L'équivalent de la production annuelle de pétrole de l'Irak doit être ajouté à l'approvisionnement mondial tous les deux ans simplement pour remplacer la baisse des réserves existantes."

Les futurs du pétrole (le futur de l'approvisionnement pétrolier 5/5)

Voici une traduction amateur et non autorisée de la cinquième partie du « futur de l’approvisionnement pétrolier ». Les gras remplacent les italiques de l’article original (expressions importantes) ou sont de mon fait. Les éléments entre accolades sont des rajouts qui m’ont paru utiles. Retrouvez le sommaire de l'article par ici.

Les futurs du pétrole


Anticiper le pic mondial


Les mêmes mécanismes qui conduisent à des pics et des déclins dans la production régionale devraient finalement aboutir à un pic et un déclin dans la production mondiale. Ce caractère inévitable fut montré par Hubbert au milieu des années 50, mais les nombreuses prévisions de pics mondiaux et régionaux qui ont été faites depuis se sont souvent révélées prématurées [49]. Les pronostics plus optimistes se sont également montrés faux, bien que cela prenne plus de temps pour que leurs erreurs deviennent manifestes.


Les méthodes disponibles pour anticiper l’approvisionnement futur en pétrole varient fortement, en terme de bases théoriques, d’intégration des différentes variables, de niveau d’agrégation et de complexité [11,52]. Chaque approche possède forces et faiblesses et aucune ne fournit encore des estimations généralement acceptées (encadré 2).

Quand la production pétrolière culmine (le futur de l'approvisionnement pétrolier 4/5)

Voici une traduction amateur et non autorisée de la quatrième section du « futur de l’approvisionnement pétrolier ». Les gras remplacent les italiques de l’article original (expressions importantes) ou sont de mon fait. Les éléments entre accolades sont des rajouts qui m’ont paru utiles. Retrouvez le sommaire de l'article par ici.
Le taux d’épuisement est le taux auquel les réserves de pétrole diminuent.
le taux de déclin est le taux auquel la production baisse.

Quand la production pétrolière culmine - Oil "peaking"


La production du pétrole conventionnel doit finalement baisser à quasiment zéro, car c’est une ressource finie. Le phénomène du "pic pétrolier" vient des caractéristiques physiques fondamentales de la ressource pétrolière qui contraint la forme du cycle de production (c’est-à-dire le taux de production au fil du temps) d’une région de production. Il conduit généralement la production à augmenter jusqu’à un maximum puis à décliner. Mais ces propriétés physiques sont arbitrées par de multiples facteurs techniques, économiques et politiques qui créent toute une gamme de possibilité pour la courbe du cycle de production d’une région, et une incertitude considérable quant au timing des futurs pics de production. L’importance relative de ces facteurs attribués au sous-sol ou aux humains fluctue entre les régions et au cours le temps et, est devenue, un élément central de débat.

Le plafonnement de la production d’un puits et d’un champ


Au moment où un puits de pétrole est lancé, son rythme de production augmente rapidement jusqu’à un pic qui peut être rallongé par un plateau en réduisant le débit ou en injectant des fluides pour maintenir la pression du réservoir. Mais à un moment, la production commence à décliner suite à la baisse de pression et/ou le passage de gaz et d’eau (figure 9). Dans les puits matures, la proportion d’eau peut atteindre 90 % ou plus du volume du liquide produit, ce qui crée un problème de traitement.

Production et ressources de pétrole (le futur de l'approvisionnement pétrolier 3/5)

Voici une traduction amateur et non autorisée de la troisième section « futur de l’approvisionnement pétrolier ». Les gras remplacent les italiques de l’article original (expressions importantes) ou sont de mon fait. Les éléments entre accolades sont des rajouts qui m’ont paru utiles. Retrouvez le sommaire de l'article par ici.

Production et ressources de pétrole


Le pétrole conventionnel est typiquement récupéré par des puits de pétrole verticaux, forés à travers le gisement du haut vers le bas. Comme ceux-ci touchent habituellement seulement quelques mètres ou dizaines de mètres du réservoir, les grands réservoirs nécessitent de multiples puits. Aujourd’hui, de nombreux puits commencent verticalement, mais sont ensuite déviés pour suivre le gisement. Les méthodes modernes permettent le forage de plusieurs milliers de mètres de sections horizontales, augmentant donc l’accès aux extrémités du réservoir et obtenant une valorisation plus élevée avec moins de puits.

Après le forage, le pétrole coule vers la surface sous sa propre pression (récupération primaire), mais ceci est habituellement complété en pompant et en injectant de l’eau et des gaz à l’intérieur du gisement pour maintenir la pression (récupération secondaire). La pression qui diminue réduit le débit et peut aussi permettre au gaz de se séparer du pétrole. En moyenne environ 35 % du pétrole en place à l’origine peut être récupéré par ces méthodes [5–7]. Les puits deviennent non rentables quand le débit du pétrole devient trop bas, particulièrement quand de gros volumes d’eau de la récupération secondaire sont coproduits. À la fin de leur vie, beaucoup de puits produisent plus d’eau que de pétrole.

Le facteur de récupération peut être amélioré grâce à l’utilisation de techniques variées de récupération assistée du pétrole (enhanced oil recovery, EOR). Celles-ci comprennent l’injection de vapeur, l’injection de CO2 et l’injection d’eau contenant des additifs chimiques. Ceci sert à réduire la viscosité du pétrole pour bloquer le flux concurrent de gaz ou d’eau et/ou à diriger le pétrole à travers les puits. La faisabilité des différents techniques d’EOR varie énormément d’un champ à l’autre et actuellement elles ne comptent que pour 3 % de la production mondiale. L’EOR augmente généralement les facteurs de récupération de 5 à 15 %, mais dans de rares cas des facteurs de récupération de plus de 70 % peuvent être atteints.

La récupération du pétrole de roche compacte est réalisée grâce à une combinaison de forage horizontal et de fracturation hydraulique de roches relativement imperméables pour libérer le pétrole et le gaz de manière rentable. La récupération du pétrole extra lourd est accomplie par une variété de méthodes, mais le plus couramment par injection de vapeur suivie par une amélioration et/ou une dilution pour le transport par pipeline. La récupération actuelle des sables bitumineux se fait par de l’exploitation à ciel ouvert. Cependant, des méthodes in situ utilisant l’injection de vapeur sont développées pour accéder à des dépôts plus importants, à de plus grandes profondeurs et avec un impact environnemental moins important. La récupération et la conversion du pétrole de kérogène consomment beaucoup d’énergie, elle est peu pratiquée à échelle commerciale.

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