[Pétrole] Sables bitumineux (du Canada)

[GillesH38]

plus la température en sortie est froide, meilleur est le rendement (toujours ce sacré Carnot). Si tu rejettes de l'eau plus chaude, c'est au détriment du rendement. Il n'y a pas de miracle, le rendement en travail sera toujours limité par 1-T1/T2. La seule façon de l'améliorer, c'est de construire des réacteurs à plus haute température, mais ça fait partie des réacteur de génération IV, donc pas avant 2040 !

[Schlumpf]

oui. C'est bien sûr. Maintenant si tu utilises un minimum l'eau qui sort au lieu de rejeter 100% de l'énergie qu'elle contient dans l'environnement, tu réduis un minimum l'efficacité de ton cycle à la C... (lire Carnot, bien sûr) et tu augmentes considérablement l'efficacité globale de ta machine thermique. Donc un peu moins de Carnot pour un peu plus d'efficacité globale, ce serait pas du luxe. Est ce que tu te rends compte que l'énergie dépensée par l'énergie nucléaire en France et répandue dans l'environnement équivaut à la SOMME de nos consommations de pétrole et de gaz et des autres ???!!! (+/- 100 Mtep électriques nucléaire soit à 30% d'efficacité, un peu plus de 200 Mtep répandus dans la nature, ce qui correspond à la louche à ce que nous consommons comme "autres"...). Dément. Et scandaleux tout à la fois.

(bon ca n'a rien à faire dans les sables du Canada, sinon à s'enliser. Mais ca a le mérite d'être dit).

[Spiritatus]

plus la température en sortie est froide, meilleur est le rendement (toujours ce sacré Carnot). Si tu rejettes de l'eau plus chaude, c'est au détriment du rendement. Il n'y a pas de miracle, le rendement en travail sera toujours limité par 1-T1/T2. La seule façon de l'améliorer, c'est de construire des réacteurs à plus haute température, mais ça fait partie des réacteur de génération IV, donc pas avant 2040 !

Le but de GIV c'est pas plutot de pouvoir bruler 100% de l'uranium plutot que 0.7 comme actuellement?

[Tiennel]

En fait, les réacteurs haute température reposent sur un refroidissement gaz et non liquide. Pas besoin d'avoir un RNR pour cela ! Mais cela revient tout de même à développer une nouvelle filière industrielle, si on veut respecter les standards de sûreté établis par la GII/GIII (il y avait des réacteurs au gaz en GI, comme l'UNGG français, mais ceux qui l'ont conçu doivent tous être morts ou pas loin maintenant !)

[santiagoavalos]

Merci pour cette discussion de qualité

on y est très bien informé.

Je cherche des informations sur l'histoire des réserves de l'Athabasca entre les années 80 et 2000.

La plupart des articles concernent en effet les débuts, puis les développments récentes, entre temps pas grand chose...

Si vous avez un site ou quelque chose c'est bienvenu

+

Avez vous une idée de la production journalière aujourd'hui en Alberta ?

1M B / jour
1,7 B/ jour ?

[echazare]

Merci pour cette discussion de qualité

on y est très bien informé.

Je cherche des informations sur l'histoire des réserves de l'Athabasca entre les années 80 et 2000.

La plupart des articles concernent en effet les débuts, puis les développments récentes, entre temps pas grand chose...

Si vous avez un site ou quelque chose c'est bienvenu

+

Avez vous une idée de la production journalière aujourd'hui en Alberta ?

1M B / jour
1,7 B/ jour ?

En 2005 1Mbj (1.2% de la production mondiale)
En 2010 2Mbj (2.1% de la production mondiale prévisionnelle base +2%/an)
En 2020 4.5Mbj (4% de la production mondiale prévisionnelle base +2%/an)

[energy_isere]

La compagnie Novégienne STATOIL rachéte une compagnie du Canada pour l' exploitation des sables bitumineux :

Statoil to gain oil sands outfit

OSLO, NORWAY
Norwegian oil company Statoil said Friday it has agreed to take over Canada's North American Oil Sands Corp. in a $2 billion deal.

The Calgary-based oil producer operates 257,200 acres of oil sands leases in Alberta.

"Today's acquisition is an important strategic move which supports our global growth ambition and increases our reserve bookings in the long term," Statoil's chief executive, Helge Lund, said.

North American Oil Sands produces extra-heavy oil from oil sands deposits in what Statoil described as unconventional sources of crude that are becoming more important.

"We are developing our global heavy oil portfolio and strengthening our marketing position in North America," Lund said.

Statoil said North American Oil Sands holds leases with estimated reserves of 2.2 billion barrels of oil, which the Norwegian company hopes will eventually yield 200,000 barrels per day of oil.

[Tiennel]

Le prix d'achat de la société ne représente cependant qu'une petite fraction de la facture. Aux dires mêmes de Statoil, 12 à 15 milliards de dollars seront en effet nécessaires, ensuite, pour développer les gisements ainsi récupérés. Ce qui pourrait faire monter le coût global de l'opération à 17 milliards de dollars... Mais selon Helge Lund, directeur exécutif de Statoil, le jeu en vaut la chandelle. Comme ses concurrents, le champion norvégien a du mal à renouveler ses réserves, et à faire face au déclin de la production pétrolière en mer du Nord. La semaine dernière, il a d'ailleurs prévenu les marchés qu'il n'arriverait pas à tenir ses objectifs de production sur l'année, fixés à 1,3 million de barils par jour. A la recherche d'un second souffle, Statoil a dépensé 3,6 milliards de dollars en deux ans pour acheter des actifs dans le golfe du Mexique, puis engagé une fusion avec son compatriote Norsk Hydro, pour 28 milliards de dollars. C'est la même logique qui l'amène à présent à se lancer dans le pétrole non conventionnel de l'Alberta. Selon le projet, la première production, dans le cadre d'un pilote, est attendue pour fin 2009 ou début 2010. Elle pourrait atteindre 100.000 barils par jour vers 2015, et dépasser à plus long terme 200.000 barils par jour.

Helge Lund estime que ce type de projet devient rentable avec un baril à 40 dollars. Il s'échange aujourd'hui à plus de 65 dollars, et les dirigeants de Statoil tablent visiblement sur un maintien durable des prix élevés. C'est également le calcul de Shell et Total. Eux aussi ont pris le contrôle de petites sociétés exploitant les sables de l'Alberta : BlackRock Ventures pour Shell, moyennant 2,2 milliards de dollars, et Deer Creek pour Total, au prix d'un peu moins de 1 milliard de dollars.

[Rama]

http://www.youtube.com/watch?v=c5b_hfeNIYM

J'ai trouvé cette vidéo sur you tube. Que faut il en penser?

[gte79]

http://www.youtube.com/watch?v=c5b_hfeNIYM

J'ai trouvé cette vidéo sur you tube. Que faut il en penser?

Faut en penser que si tu veux te faire des $ en te foutant royalement de l'avenir de la planète, c'est là qu'il faut aller bosser

Ca paye très bien de bosser dans les oil sands, mais faut aimer patauger dans le goudron !

[gte79]

plus la température en sortie est froide, meilleur est le rendement (toujours ce sacré Carnot). Si tu rejettes de l'eau plus chaude, c'est au détriment du rendement. Il n'y a pas de miracle, le rendement en travail sera toujours limité par 1-T1/T2. La seule façon de l'améliorer, c'est de construire des réacteurs à plus haute température, mais ça fait partie des réacteur de génération IV, donc pas avant 2040 !

Le but de GIV c'est pas plutot de pouvoir bruler 100% de l'uranium plutot que 0.7 comme actuellement?

ll y a plusieurs projets dans la filière "Génération IV", parmi lesquels les réacteurs à haute température (permettant d'obtenir un meilleur rendement) et les surgénérateurs, permettant par exemple de fabriquer du Pu239 à partir d'U238, donc virtuellement de consommer 100% de l'U (l'U238 compte pour 99,3% de l'U naturel), avec malgré tout un passage régulier par la case "traitement" (en gros La Hague).

[DominiqueBoscher]

si tu veux te faire des $ en te foutant royalement de l'avenir de la planète, c'est là qu'il faut aller bosser

Je ne suis ni technicien ni expert, mais en tant que Candide, il m'a semblé que la personne interviewée avait l'air de dire qu'il était possible d'exploiter les sables bitumeux en injectant le CO2 sous terre et que ce projet ne dépendait plus que d'une décision politique !?
La technique semble plutôt bonne pour la planète non ?

[GillesH38]

je suis un peu surpris que les sables bitumineux aient les caractéristiques géologiques convenables pour garder du CO2 pendant des milliers d'années : contrairement aux poches de pétrole conventionnelles qui ont été par définition piégées dans sous des couches étanches, les sables résultent de l'oxydation de ce pétrole exposé à l'air, justement parce qu'il n'y avait pas de couche etanche, enfin c'est ce que j'avais compris. C'est ce qui laisse justement ce résidu bitumineux, les éléments volatils s'étant évaporés ou s'étant oxydés. D'ailleurs on les exploite a ciel ouvert.... je ne vois pas ce qui peut pieger le CO2 !

[Environnement2100]

... je ne vois pas ce qui peut pieger le CO2 !

Il y a un fil entier dédié aux techniques de capture et d'enfouissement du CO2 sur Oleocene, ainsi qu'une très bonne page sur Wikipedia.

[Alter Egaux]

je suis un peu surpris que les sables bitumineux aient les caractéristiques géologiques convenables pour garder du CO2 pendant des milliers d'années

Même constat. Les études de la perméabilité des couches piégeant le CO2 ont révélé une modification des couches, avec fuite possible sur le moyen et long terme, annulant tous les efforts entrepris de séquestration. Bref, dans l'état actuel des connaissances, la séquestration du CO2 est pour l'instant une piste de recherche, pas vraiment validé sur le long terme. Peut être en attendant une solution ... qui ne viendra peut être pas.

Le problème reste quand même l'émission et sa quantité émise dans l'atmosphère, tous les jours et qui ne sera jamais capté (difficile de mettre un capteur de CO2 derrière toutes les voitures et les camions du monde, sans parler des avions). Le bilan énergétique ne doit pas être au top (captation, transport, séquestration, contrôle) !

Cela me fait penser aux déchets radioactifs. Cadeau pour les futures générations.