• On distingue les grès bitumineux* (oil sand, composé de sable, bitume, d’argiles, de minéraux lourds et d’eau) et les shales bitumineux (oil shales), ces derniers sont encore plus abondants (Utah, Russie, Australie, Estonie, Brésil, Suède, Chine), mais ne deviendront exploitables que dans un futur lointain.
• Opposition entre les grès bitumineux des bassins de l’Athabasca (Canada) et de l’Orénoque (Vénézuela) :
• Athabasca : climat froid, gis de surface : pétromines (" Mining for Oil ") : Athabasca : 1,7 à 2,5 trillions (10¹⁸ ) de barrils contenus, dont 300 milliard récupérables. Les plus grands équipements miniers du monde sont actuellement développés pour l’Athabasca (dumper > 300 t de Caterpillar , pneus Michelin de 4 m de diamètre, pelles O&K, etc.). Il s’agit de grès littoraux à minéraux lourds. Très lourds problèmes environnementaux de surface : sols sableux fragiles, tailings énorme, gypse. Environ 50 projets en cours.
• Orénoque : climat chaud, gis. profond : forages horizontaux/verticaux (54 000km²) : 1200 milliards de barils, mais les réserves récupérables ne seraient que de 8 % (soit 100 milliards de barrils, c’est à dire le potentiel de l’Irak ou de l’Iran). Avec une récup de 25%, le bassin de l’Orénoque aurait le potentiel de l’Arabie Saoudite. Il s’agit de sables continentaux fluviatiles structures chenalisants. Le coût de production de Sincor ne serait que de 7$/barril (calculé sur les 35 ans, en monnaie constante). Deux grand projets en cours.
• Le brut " extra lourd " est un simili-goudron* qui doit être raffiné deux fois avant d’être transformé en essence. Comme il est très visqueux, il doit être préalablement fluidifié grâce à un solvant ( ?). Il est ensuite extrait par pompage grâce à des sondages horizontaux qui suivent les couches sub-horizontales de grès bitumineux. Ce brut " extra lourd " fluidifié est ensuite envoyé par oléoduc à une usine qui le raffine pour donner un brut classique exportable.
• Présence de sous-produits pénalisants : métaux lourds (à l’instar des kupferschiefers, ces bitumes sont des poubelles métallogéniques), et de sous-produits potentiels valorisables* : Soufre et Vanadium et germanium, Sc ( ?). Proposer à Total des bilans géochimiques complets de tous les éléments métalliques contenus dans ces bitumes.

• Le gisement (site de production amont) est situé près de San Diego de Cabrútica, dans la zone de l'Orénoque, sur le permis de Zuata, à 500 km au sud-est de Caracas. Depuis 1997, 220 puits horizontaux ont été forés et sont prêts à produire. Les méthodes parmi les plus sophistiquées de l'industrie pétrolière sont appliquées afin d'extraire et de diluer l'huile extra-lourde qui est exportée vers l’ " upgrader " de José. Le brut lourd est produit par des puits horizontaux, selon un mode dit de production froide, c'est-à-dire sans injection de vapeur.
• L'usine de premier raffinage (" upgrader " aval), est située plus au nord sur la côte des Caraïbes, à José, près de Puerto de la Cruz. Elle est mise en service depuis fin 2001. Il regroupe sur 30 km² les activités axées sur le pétrole, la pétrochimie, le GPL et les engrais.

 

SINCOR en chiffres

• Partenaires : en novembre 1997 : démarrage du projet de développement des bruts extra-lourds de l'Orénoque. Aujourd’hui l’opérateur est la société Sincor CA : TotalFinaElf (47 %), la compagnie nationale vénézuélienne Petroleos de Venezuela PDVSA (38 %) et la compagnie norvégienne Statoil (15 %).
• Investissement global : 4,2 milliards de dollars (1/3 pour la partie amont et 2/3 pour la partie aval). 40 % en fonds propres et 60% par l’emprunt.
• Production prévue (moyennes annuelles) : Pour le brut extra-lourd (8,5 ° API*) : 200 000 b/j de Syncrude ". Pétrole brut synthétique de qualité 32° API et teneur en soufre < 0,1% (appelé Zuata Sweet) : 180 000 b/j
• Produits dérivés : 900 t/j de soufre et 6 000 t/j de coke** .
• Durée du contrat : 35 ans, l’exportation de " Zuata Sweet " a commencé en février 2002.
• Ressources : Le volume d'huile extra-lourde contenu dans des réservoirs gréseux est estimé à 38 milliards de barils. Sur la durée du contrat de 35 ans , la production cumulée atteindra 2,4 milliards de barils.
• Géologie : niveaux de grès discontinus (chenaux) de quelques mètres à dizaines de mètres d’épaisseurs situés entre 350 et 600 mètres de profondeur
• Augmenter le taux de récupération de 7 à 9% augmenterait les réserves de 30%
• Principe
• Puits verticaux = mode de "production chaude" : il serait nécessaire d'injecter dans le sol de la vapeur d'eau à haute température pour réchauffer le brut et réduire sa viscosité, permettant ainsi son écoulement vers les puits et jusqu'à la surface.

* une American Petroleum Institute mesure une densité spécifique. L’Eau a une " API gravity " de 10^o.
** Coke de pétrole, résidu solide à forte teneur en carbone résultant de la décomposition à haute température du pétrole et utilisé principalement pour la fabrication d'électrodes et de balais en charbon.

• Forage horizontal = mode de "production froide" : chaque puits traverse les couches géologiques contenant le brut lourd sur une très grande longueur (équivalent au débit de 3 à 5 puits verticaux conventionnels, sans qu'il soit nécessaire d'injecter de la vapeur). On augmente la productivité des puits en les équipant avec des pompes de fond et en y injectant un diluant qui réduit la viscosité du brut. La production froide est plus économique en investissements et en coûts d'exploitation que la production "chaude". En effet, il n'y a ni unités de génération, ni réseau de distribution de vapeur, moins ou pas de problèmes de corrosion, moins d'eau produite à séparer à et à traiter.
• Technologies de pointe
• Sismique et imagerie 3D : Cette technique permet d'optimiser la trajectoire des puits horizontaux et d'améliorer le drainage des gisements d'hydrocarbures, tout en augmentant le pourcentage de récupération.
• Forage horizontal : Le forage horizontal permet de drainer une couche de grès imprégnée de pétrole sur une longueur beaucoup plus grande qu'avec un puits vertical. Il est maintenant possible de piloter l'outil de forage dans des couches n'ayant pas plus de 10 à 20 m d'épaisseur, et cela sur des distances dépassant de plusieurs kilomètres le point à partir duquel on fore. Le taux de succès d'un forage d'exploration est aujourd'hui de un sur quatre alors qu'il était de un sur dix il y a quinze ans. Depuis le milieu des années 80, le forage horizontal tend à se généraliser. En effet, si le coût de forage d'un puits horizontal est supérieur à celui d'un puits vertical, le forage avec drain horizontal permet d'assurer des productivités très supérieures à celles que donneraient des puits verticaux classiques. Il est ainsi possible de multiplier la productivité par 2, voire 5, selon les caractéristiques du réservoir et du brut qu'il contient. Ces puits horizontaux "à long déport" (plus de 5 km de déport horizontal) sont une nécessité dans les zones écologiquement sensibles ou habitées ou encore en mer. Ils permettent de limiter le nombre de plates-formes et même, dans certains cas, de les supprimer en forant depuis la côte des champs situés en mer.

220 puits horizontaux ont été forés et sont prêts à produire à partir de 17 clusters (emplacements de surface). Les drains horizontaux sont forés à partir de ces "clusters" répartis sur l'ensemble du champ. A partir de chacun d'eux, et pour chaque réservoir développable, on fore 6 puits horizontaux de 1400m de long dans différentes directions (structure en "papillons"). Dans le meilleurs clusters, il peut y avoir jusqu'à trois ou quatre réservoirs développables, indépendants et superposés. On pourra donc forer un maximum de 18 - voire 24 - puits horizontaux à partir de ces clusters.Le développement complet du champ nécessitera environ 1500 puits, répartis sur un total de 80 clusters, à raison de 6 à 24 puits par cluster. Ces clusters sont reliés au centre de production par un réseau complexe de pipes couvrant l'ensemble du champ.

 

Drains horizontaux : Le but d'un forage horizontal est " d'enfiler " les parties les plus poreuses des réservoirs et qui peuvent se présenter sous la forme de lentilles ou de bancs, bout à bout, à parfois 7 ou 8 kilomètres de distance. La première difficulté consiste à faire " atterrir " correctement le drain dans le réservoir. Ensuite, sa trajectoire dépendra des fluides en place et des caractéristiques de la roche. Orienter un outil au bout de plusieurs kilomètres de tiges équivaut au déplacement et à l'orientation d'un cheveu d'une longueur de 4 mètres dans un trou de quelques dixièmes de millimètres de diamètre. Environnement Le développement durable désigne une approche intégrée et équilibrée entre les responsabilités économiques, environnementales et sociales, entre les besoins locaux et les ressources globales et, entre les bénéfices et les coûts du court et du long terme. Quant au site lui-même, son aménagement a exigé des mesures spécifiques de protection de l'environnement.

• Le premier souci tient à la nature des sols qui sont très sablonneux et pauvres, dès qu'on les travaille un peu, on rencontre de terribles problèmes d'érosion durant la saison des pluies. C'est un véritable casse-tête qui demande une grande vigilance tout au long de la phase de production. TotalFinaElf a fait le choix de regazonner toutes les surfaces qui avaient été déblayées pendant la phase de forage et de construction en utilisant des tapis de fibre de coco pour fixer les graines.
• Le traitement des effluents de forage La seconde difficulté porte sur le traitement des effluents de forage et de production, très complexe dans le cas de l'huile lourde. Les boues de forage sont centrifugées et les solides mélangés à de la terre pour former un amalgame à très faible teneur en hydrocarbures (inférieur à 2 %) qui est ensuite stocké dans des aires d'observation dotées d'un système de drainage et de protection de la nappe phréatique. Le Groupe est en parfaite conformité avec la législation locale et ce traitement est ce qui se fait de mieux au niveau mondial. Quant à l'eau de production, elle est réinjectée après traitement dans des aquifères profondes et n'a donc aucun impact direct sur l'environnement.

API Densité API (échelle arbitraire de densité, exprimée en degrés, établie par l'Institut américain du pétrole (American Petroleum Institute) et adoptée depuis 1922 par l'industrie pétrolière américaine. On parle de brut lourd à moins de 20° API et de brut extra-lourd à moins de 10° API.
Syncrude Produit final reconstitué à partir de divers composants du brut d'origine, chacun traité séparément. Pour améliorer le brut lourd, on peut soit enlever du carbone, soit y ajouter de l'hydrogène ( voir Brut synthétique).
Conversion profonde Opération de raffinage visant à transformer les produits lourds en produits plus légers ou moins visqueux. On parle de conversion profonde lorsqu'il s'agit de bruts très lourds.