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Des bactéries utilisées pour optimiser l’extraction du pétrole

S’il est évident que le pétrole est tout sauf une solution d’avenir, cela ne justifie pas, pour autant, que l’on gaspille inutilement les modestes réserves dont nous disposons. L’exploitation optimale des gisements pétroliers s’impose en effet, aujourd’hui, comme une donnée, non conseillée, mais malheureusement nécessaire en l’attente de meilleures alternatives.

En matière d’extraction pétrolière, on distingue trois niveaux de récupération. Tout d’abord, la méthode dite « primaire » consiste à récupérer « passivement » une partie du pétrole grâce à la pression élevée existant dans le gisement. Mais, plus le gisement vieillit, plus la pression interne du réservoir diminue, jusqu’à devenir insuffisante pour assurer la récupération. On recourt alors à des méthodes de récupération dites « secondaires », procédés complémentaires visant à stimuler la production.
A l’heure actuelle, on recense plusieurs techniques d’extraction assistée de pétrole. Pour modifier la pression de fond, on peut ainsi injecter du gaz. C’est la méthode du « gaz lift », comptant parmi les plus répandues bien que peu bénéfique à l’environnement. Mais, on peut également injecter de l’eau ou recourir à des pompes immergées en fonds de puits. Pourtant, à en croire la société de conseil ALCIMED, ces méthodes d’extraction traditionnelles ne permettent de récupérer que 30 % en moyenne des réserves présentes dans les gisements.

Ce constat a amené les compagnies exploitantes à s’orienter vers des voies plus complexes de récupération dites « tertiaires », intervenant sur la viscosité des fluides ou la diffusion à l’intérieur du gisement via l’injection de CO2, de vapeur ou de composés tensioactifs. Jusqu’alors délaissés car non viables économiquement parlant, ces procédés ont trouvé un regain d’intérêt face aux cours élevés du pétrole des dernières années et au vieillissement des gisements exploités. D’après ALCIMED, 70 % de la production pétrolière mondiale provient de champs matures (1).
Peu connue bien qu’expérimentée depuis les années 1920, la récupération assistée du pétrole par procédé microbien est une de ces voies d’étude « tertiaires ». Elle consiste à injecter des micro-organismes, généralement des bactéries, dans les puits avec des nutriments afin de leur faire synthétiser des composés chimiques in situ. Ces micro-organismes peuvent, entre autres, provoquer l’émulsion eau/pétrole, réduire la viscosité des huiles lourdes et augmenter la pression dans le réservoir par production de CO2. Cette alternative s’avère, en outre, moins polluante que ses équivalents, certaines bactéries ayant la capacité d’oxyder certains composés dangereux pour l’environnement et corrosifs pour le matériel de forage.

Mais, bien qu’elle progresse sans cesse du fait des avancées de la biotechnologie moderne, la récupération assistée du pétrole par procédé microbien conserve une part d’incertitude. D’une part, elle doit assurer la survie des bactéries au sein des réservoirs, milieux hostiles par excellence (haute salinité, température et pression). D’autre part, le risque reste présent de voir se développer des micro-organismes défavorables à l’exploitation pétrolière. Néanmoins, alors qu’une augmentation de 5 % du taux de récupération actuel reviendrait à récupérer l’équivalent de notre consommation actuelle pendant vingt ans selon Vanessa Godefroy, responsable de l’activité Energie d’ALCIMED, le défi vaut le coup d’être relevé. Mais que cela n’aille pas nous faire retomber, pour ne pas dire persister, dans notre aveuglement car, c’est un fait, le pétrole est une denrée non renouvelable. D’où une échéance inéluctable qu’aucune technologie, aussi poussée soit-elle, ne pourra éviter.

Cécile Cassier
1- On considère qu’un champ devient mature lorsque sa production commence à décliner. Le terme de champ désigne un ensemble de gisements exploités avec des procédés similaires.

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Parmi les pétroliers, le groupe BP semble particulièrement actif dans le sujet. Il est ainsi l’un des partenaires fondateurs du Energy Biosciences Institute (aux côtés de l'Université de Californie, Berkeley), qui outre les biocarburants, étudie également la récupération assistée du pétrole par injection microbienne. BP a également signé un partenariat avec Synthetic Genomics (société fondée par le célèbre scientifique Craig Venter), pour commencer à cultiver et caractériser les différentes bactéries présentes dans les gisements pétroliers.
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metamec a écrit :Et arrêter de me prendre pour un imbécile.

Lahérrère

C'est faux, il y a des millions de pages de littérature pour en attester. Change de profs. De plus, je doute que Lahérrère ait dit ça.

en effet : plus tu as retiré de pétrole, et plus ça va s'effondrer en fin de parcours.

metamec a écrit :Lahérrère pense que la technique permet juste d'extraire plus vite, mais n'augmente pas le taux de récupération

et accentue le taux déclin

metamec a écrit : Lahérrère justement indiquait dans une vidéo que ce 35% ne voulait pas dire grand chose, car d'après lui pour un champ c'est soit 5% soit 90% mais jamais 35 qui n'est qu'une moyenne.

Vous pouvez confirmer?

Technology is very good to produce quicker and cheaper conventional fields, but cannot change the geology of the reservoir which determines mainly the recovery of oil and gas - for oil, 3% in a fractured tight reservoir to over 80% in very porous sand (East Texas field) or reef (Leduc, Rainbow in Canada or Intisar in Libya). Horizontal drilling manages to produce quicker (as using several straws to drink a glass of orange juice) but no more (examples that I have shown in my papers for giant fields as Yibal in Yemen, Rabi-Kounga in Gabon).
In fact technology allows to produce fields with a decline which gives false hope of ultimate recovery and in fact leads to negative reserve growth

metamec a écrit :Lahérrère justement indiquait dans une vidéo que ce 35% ne voulait pas dire grand chose, car d'après lui pour un champ c'est soit 5% soit 90% mais jamais 35 qui n'est qu'une moyenne.

Vous pouvez confirmer?

On n'en voit évidemment pas trace dans les travaux des Peakistes, qui à part quelques spécialistes (toujours Lahérrère) sont loin de maîtriser ces sujets.

Le pourcentage de récupération reste le chiffre essentiel : à une époque où l'on peine à rajouter des découvertes, passer de 35 à 36 % de taux de récupération est tout simplement essentiel.

sceptique a écrit :Une petite erreur me semble-t-il

Toutes ces techniques (avec, par exemple, celle consistant à transformer le pétrole inaccessible en méthane par des bactéries) ne compenseront jamais à mon avis le déclin des puits géants sortant des Mb/j sans effort.

Ils faut aussi bien distinguer les techniques permettant d'extraire plus vite la même quantité (plutot moins d'ailleurs ...) de celles permettant d'extraire plus mais lentement.

Par exemple, un puits débite 100 kb/j grace à la pression ambiante élevée du gaz.

Une fois cette pression tombée et les techniques classiques de pompage épuisées je doute fort que l'on puisse faire sortir le pétrole résiduel au même débit.

Environnement2100 a écrit : Je confirme que le pourcentage de récupération du pétrole dans les gisements est d'une importance capitale : comme nous récupérons aujourd'hui effectivement 35 % environ du pétrole en place, gagner 1 % signifie gagner 30 Gb, soit une année de production.

Saratoga Elensar a écrit : Cependant, ils se gardent bien de donner la quantité de composés tensioactifs nécessaire pour arriver à ce taux de récupération.