[Pétrole] Sables bitumineux (du Canada)

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Suite :

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suite et fin

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Une rupture d' un gazoduc de Transcanada corp entraine un ralentissement de la capacité de production de pétrole de tar sands chez Suncor et Syncrude .

Oil Sands Production Cut after Natural-Gas Line Ruptures

by Reuters| October 17, 2013

CALGARY, Alberta, Oct 17 (Reuters) - Some of Canada's largest oil sands producers began scaling back production on Thursday after their natural gas supplies were cut back due to a pipeline rupture on TransCanada Corp's regional Nova pipeline network.

Suncor Energy Inc said it is slowing operations at its oil sands projects north of Fort McMurray, Alberta, where production averaged 365,000 barrels per day last month.

The 350,000 bpd Syncrude Canada Ltd oil sands project also has suspended shipments while Canadian Natural Resources Ltd ramped-down production at its 115,000 bpd Horizon oil sands project and at its Woodenhouse heavy oil operations.

TransCanada on Thursday said the 1.6 billion cubic foot per day North Central Corridor pipeline ruptured in a remote area about 140 kilometers (87 miles) west of Fort McMurray, Alberta.

The rupture cut critical supplies of gas to oil sands operators, who need the fuel to produce bitumen and for the upgraders that convert it into refinery-ready synthetic crude.

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http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/1 ... e_Ruptures

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Total investit dans une mine de sables bitumineux au Canada

Usine Nouvelle le 31 octobre 2013

Les pétroliers français Total et canadien Suncor, associés avec le groupe minier canadien Teck vont investir 13,5 milliards de dollars pour exploiter une mine de sables bitumineux.

Les pétroliers français Total et canadien Suncor, associés avec le groupe minier canadien Teck vont investir 13,5 milliards de dollars pour exploiter une mine de sables bitumineux, a annoncé mercredi Suncor. Pour cela,les trois groupes ont créé une société dédiée à cette exploitation, Fort Hills Energy. C'est Suncor avec 40,8% des actions qui en sera le premier actionnaire, le Français Total ayant 39,2% du capital et le groupe minier Teck en possédant 20%, selon le communiqué de Suncor.

Ce projet minier Fort Hills est situé en Alberta, à l'ouest du Canada, dans la région de l'Athabasca à 90 kilomètres au nord de Fort McMurray. "Le projet Fort Hills est l'un des meilleurs actifs miniers non exploités des sables pétrolifères" dans cette région, selon Steve Williams, patron de Suncor.

Pour le pétrolier Total c'est une revanche sur son retrait au début du printemps du projet d'usine pétrolifère en Alberta, toujours avec Suncor, et qui s'était soldé par une perte de 1,6 milliard de dollars. Cette usine devait permettre de réduire la viscosité des pétroles bitumineux afin de pouvoir les traiter dans les raffineries traditionnelles.

Le projet Fort Hills est prévu d'entrer en production fin 2017 pour atteindre en un an une capacité de production de 90% avec un équivalent de 180 000 barils par jour. Au total, les réserves de ce gisement sont estimées à 3,3 milliards de barils de bitume.

La charge de l'investissement total et estimé à 13,5 milliards de dollars est répartie en fonction des parts de chacun des trois partenaires, soit 5,5 milliards pour Suncor, 5,3 milliards pour le Français Total et le reste pour le minier Teck.

http://www.usinenouvelle.com/article/to ... da.N214024

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Feu vert pour un oléoduc géant au Canada

Le Monde.fr | 20.12.2013

Un groupe d’experts mandatés par l’Office national de l’énergie et le ministère canadien de l’environnement a recommandé, jeudi 19 décembre, l’approbation du mégaprojet d’oléoduc Enbridge Northern Gateway, qui doit acheminer du pétrole des sables bitumineux de l’Alberta vers la côte Pacifique, en Colombie-Britannique.

Les experts jugent le projet « dans l’intérêt public », avec « des avantages économiques qui surpassent largement les fardeaux qui l’accompagnent », notamment sur le plan environnemental. « La construction et l’exploitation courante du projet n’entraîneraient pas d’effets environnementaux négatifs importants, sauf les effets cumulatifs pour certaines populations de caribous des bois et d’ours grizzli », précisent-ils.

Ils posent, certes, 209 conditions à l’ouverture de cet oléoduc géant, liées au financement, à la sécurité et à la protection de l’environnement, mais un grand pas a été franchi. Le premier ministre canadien, Stephen Harper, s’est déjà prononcé en sa faveur. Reste la question de l’acceptabilité sociale d’un projet qui compte beaucoup d’opposants (groupes écologistes, communautés autochtones, population de la Colombie-Britannique) qui se sont largement fait entendre dans la rue, lors des audiences du groupe d’experts et après sa décision. « La bataille ne fait que commencer », promet Chris Genovali, directeur de la Raincoast Conservation Foundation.

525 000 BARILS DE PÉTROLE PAR JOUR

La compagnie Enbridge veut construire, dès 2015, l’oléoduc Northern Gateway sur 1 178 kilomètres, dont le coût est estimé à 7,9 milliards de dollars canadiens (5,4 milliards d'euros). En 2018, il transporterait, chaque jour, 525 000 barils de pétrole issu des sables bitumineux de l’Alberta vers Kitimat (nord de la Colombie-Britannique), avec un terminal pétrolier. L’objectif de la compagnie est de répondre à la demande des marchés asiatiques, Chine en tête.

Le projet s’inscrit dans la stratégie de l’industrie des sables bitumineux destinée à augmenter sa production et à diversifier ses marchés. Le Canada produit 2,5 millions de barils de pétrole par jour, exportés à 97 % vers les Etats-Unis, mais à moindre coût. Avec des réserves prouvées de 177 milliards de barils, l’industrie vise à doubler, sinon tripler sa production d’ici à 2030.

Elle a beaucoup misé sur la réalisation de l’oléoduc Keystone XL pour le transport de pétrole, sur 3 000 kilomètres, vers le golfe du Mexique. Fortement contesté, il attend un hypothétique feu vert de Washington. Du coup, l’industrie se tourne vers d’autres projets d’oléoducs : Northern Gateway vers l’ouest; inversion d’oléoduc entre Ontario et Québec, puis construction d’un nouveau pour « sortir » le pétrole vers l’est canadien et l’Europe.

Le mouvement écologiste canadien proteste contre une croissance de l’exploitation des sables bitumineux, qui augmentera de 28 % les émissions de gaz à effet de serre des secteurs pétrolier et gazier d’ici à 2020. Plusieurs groupes autochtones s’inquiètent aussi des risques de fuites de l’oléoduc Northern Gateway et d’une marée noire. De Kitimat, 220 superpétroliers devraient emprunter, chaque année, sur 185 kilomètres, le passage Great Bear, réputé dangereux, en longeant une aire forestière protégée, avant d’atteindre le Pacifique. Enbridge répond que l’oléoduc sera « le plus sécuritaire jamais construit au Canada » et un « modèle de standards environnementaux ».

« FARDEAUX POUR L’ENVIRONNEMENT »

Pour Josha MacNab, directrice de l’Institut Pembina, la décision du groupe d’experts est « décevante et ne prend pas en compte les inquiétudes de beaucoup de Canadiens et les risques associés au projet ». Celui-ci ouvre la voie à « une expansion rapide des sables bitumineux sans plan crédible pour lutter contre les gaz à effet de serre et assurer un développement respectueux de l’environnement ».

Le groupe d’experts refuse de lier l’oléoduc aux problèmes de pollution industrielle. Il reconnaît « les fardeaux pour l’environnement occasionnés par sa construction et son exploitation », mais estime qu’ils pourront être atténués. Même chose en cas de déversement, vu « l’approche préventive et les systèmes de sécurité novateurs » adoptés par Enbridge.

L’importance économique de l’oléoduc semble l’avoir emporté. Le projet doit créer 3 000 emplois pour sa construction et 556 permanents, tout en procurant 2,6 milliards de dollars canadiens en taxes sur trente ans. Enbridge a aussi promis 360 millions de dollars canadiens en compensations à 26 des 45 communautés autochtones vivant sur le parcours de l’oléoduc et plus d’un milliard de dollars en contrats et emplois. Les bandes non signataires, comme celle des Nadleh Whut’en, promettent encore de se battre. « Peu importe le nombre de conditions, souligne leur chef, Martin Louie. Nous allons nous tenir debout pour protéger la Colombie-Britannique. Notre dernier recours sera la justice. »

http://www.lemonde.fr/planete/article/2 ... _3244.html

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Implantation prévue du pipe line Northern Gateway (voir post au dessus)

About the Enbridge Northern Gateway Pipeline

Here are the numbers related to the proposed pipeline:

3 feet - the diameter of the pipeline that would carry oil from Alberta to the Pacific Coast.
10% – the share of the project ownership offered to First Nations and Métis.
20 inches – the diameter of the pipeline that would carry condensate back to Northern Alberta.
220 tankers – the number of cargo ships that would be loaded with crude oil each year in Kitimat.
560 jobs – the number of long-term jobs the pipeline would provide.
1,177 km – the distance the pipeline would stretch from the oil sands to the Pacific Ocean.
3,000 – the number of workers needed to build the pipeline.
520,000 barrels – the amount of oil the pipeline would carry each day.
$1.2 billion – the amount of tax revenue promised to B.C. over the next 30 years.
$2.4 billion – the lower estimate of the economic cost of a major tanker spill on the West Coast
$6.5 billion – the number of dollars the project is expected to cost.
$9.5 billion – the highest estimate of the economic cost of a major tanker spill on the West Coast.

http://www.cbc.ca/news/canada/british-c ... -1.2469224

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La fronde des Amérindiens contre "l'enfer sur terre"

Courrier international 18 Dec 2013

L'industrie canadienne des sables bitumineux a l'ambition d'accélérer la production mais ses projets d'infrastructures se heurtent à un obstacle : les populations indiennes qui habitent les régions reculées où se trouvent les gisements.

Geraldine Thomas vit en Colombie-Britannique et, comme d'autres Amérindiens de sa province, elle se dit prête à donner sa vie pour "sauver les générations futures de l'enfer sur terre". Comme elle, 160 groupes autochtones de Colombie-Britannique se battent contre le projet d'oléoduc Enbridge qui devrait acheminer le pétrole des sables bitumineux d'Alberta jusqu'à Kitimat, dans le nord de la province, afin d'exporter l'or noir vers l'Asie. "Si l'eau est contaminée par une fuite, explique Geraldine au journaliste de Radio-Canada, "c'est toute une manière de vivre des autochtones qui va disparaître."

Le chef du clan des Saikuz auquel appartient Geraldine balaie d'un revers de main la participation de 10 % aux revenus que leur fait miroiter le projet Enbridge : "Si l'argent s'accumule et qu'il n'y a plus rien à manger dans la nature, cela ne vaut rien." Et le groupe d'annoncer pour 2014 des blocages de route et des actes de désobéissance civile.

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http://www.courrierinternational.com/ar ... -sur-terre

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Diaporama sur l'extraction et transformation des sables bitumineux en Alberta.
Dans Capital :

http://photo.capital.fr/l-enorme-desast ... umeux-2658

[Raminagrobis]

Lien Une vidéo montrant des panoramas cde l'exploitation des sables bitumineux.

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Veolia va se mouiller dans les tar sands :

Shell attribue un contrat de 300 millions à Veolia

L'Expansion.com avec AFP - publié le 17/02/2014

L'entreprise pétrolière Shell a attribué un contrat de plus de 300 millions d'euros au groupe français Veolia. Le contrat concerne le traitement d'eau d'une exploitation de pétrole lourd au Canada.

Le géant pétrolier anglo-néerlandais Shell a attribué au groupe français Veolia un contrat de plus de 300 millions d'euros pour "la conception et la livraison" d'une usine de traitement des eaux utilisées dans un processus de récupération du pétrole lourd dans le sous-sol du site en construction à Carmon Creek, au Canada, selon des sources citées par l'AFP.

Ce contrat, qui devrait être officialisé rapidement, n'inclut toutefois ni la construction elle-même ni l'exploitation de l'installation.

L'exploitation du gisement de pétrole lourd sur ce site se fera avec une technique particulière, consistant à injecter de l'eau sous forme de vapeur dans le gisement bitumineux, afin de permettre l'extraction du pétrole lourd.

Un pétrole à la consistance du "pétrole lourd"

L'eau utilisée sera en effet celle contenue à l'origine dans le gisement sous-terrain, qui sera nettoyée dans l'usine de Veolia, puis réutilisée sous forme de vapeur pour être réinjectée afin de permettre le pompage du pétrole. La vapeur (jusqu'à 50.000 tonnes par jour) sera produite dans des centrales de cogénération également prévues sur le site.

Avant ce processus, le pétrole lourd a en effet la consistance du "beurre de cacahuètes", explique Shell dans une vidéo de présentation du projet de Carmon Creek. Selon le groupe pétrolier, l'usine de traitement doit permettre de réduire à la portion congrue l'eau extérieure au site nécessaire au projet.

Le gisement de Carmon Creek doit permettre de produire 80.000 barils de pétrole par jour et l'électricité nécessaire à 500.000 personnes

http://lexpansion.lexpress.fr/economie/ ... 30098.html

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en rapport avec le post au dessus, on avait zappé le projet de SHELL de Carmon Creek, qui avait été annoncé fin octobre 2013.

Il s' agit d'un projet d' extraction de tar sands par extraction in-situ à la vapeur qui à pour objectif de produire 80 000 b/j.
Projet 100% détenu par SHELL.
Une centrale electrique de 630 MW est annoncée (qui delivrera 500 MW pour le réseau electrique de l' Alberta), et la cogéneration sera employée pour la production de vapeur.

Shell moves ahead with 80,000 barrel per day Carmon Creek project

31 Oct 2013 site web de Shell

Royal Dutch Shell plc (Shell) today announced its decision to proceed with its Carmon Creek project in Alberta, Canada, expected to produce up to 80,000 barrels of oil per day. Carmon Creek is a thermal in situ project that is 100 per cent Shell owned and will be part of the company’s broader production, refining and marketing business across the full value chain in North America.

“I’m pleased we’re moving ahead with this important project,” said Lorraine Mitchelmore, Executive Vice President Heavy Oil. “Shell’s Peace River oil leases represent a significant development opportunity. Our decision to invest in Carmon Creek has been carefully studied with the goal of designing a project that is competitive from a commercial, technological and environmental perspective.”

At Carmon Creek, Shell combined its global procurement reach and technology with access to local expertise to design a facility that is both commercially viable and minimizes environmental impacts. This design includes a novel well delivery system and the use of cogeneration that will also feed power into the Alberta grid; enough to power half a million homes. Once the project is up and running the aim is to virtually eliminate the need for freshwater use for steam generation through recycling of water produced with the oil.

Carmon Creek will build on Shell’s more than 30 years of experience developing its Peace River heavy oil leases and established relationships with local communities and First Nations. It is expected to employ more than 1,000 local trades and contractors during peak construction periods.

Shell submitted its regulatory application for Carmon Creek in 2010 and received approval from the Alberta Energy Regulator in April 2013, following a rigorous and transparent review process. The project is expected to provide a secure, reliable energy source and benefits to Alberta and Canada for more than 35 years.


For the startup of Phase One and Two, Carmon Creek will produce from 13 well pads. An inter field pipeline system will transport steam to the wells and produce bitumen, water and natural gas that will be sent to central processing facilities. The central processing facilities will separate bitumen from water and natural gas, which can then be used to produce steam. Diluted bitumen is expected to be exported to existing North American refineries.

Cogeneration units are expected to produce an annual average of up to 630 megawatts (MW) of electricity, of which about 500 MW is expected to be sold to the northwest Alberta power grid.

Shell is taking a well manufacturing approach to drill and complete the wells using the Sirius Well Manufacturing Services joint venture. This approach is based on standardization of components, and allows quicker and repeatable operations that provides opportunities to reduce costs.

To minimize surface disturbance, approximately 48 wells will be closely spaced on each well pad. Each well pad will have a life of 10 to 15 years and as pads come to the end of their life the well pad equipment will be refurbished and reused on new pads and the land will be reclaimed to minimize project footprint.
As is common in heavy oil construction, modules will be built elsewhere and transported to site for final assembly and commissioning.

http://www.shell.com/global/aboutshell/ ... rojec.html

La news ne donne pas d' indication sur les couts, mais ici : http://www.cbc.ca/news/business/shell-s ... -1.2325664
il est donné à penser que ça doit se chiffrer en milliards de $.

.......Shell gave no price-tag for its steam-driven project in the Peace River region, but it is expected to cost billions. It put the same project on hold three years ago to save money.

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Enerzine ajoute une illustration interessante

Veolia va recycler l'eau issue de la production de pétrole à Carmon Creek


19 Fev 2014 enerzine

Shell Canada a annoncé avoir sélectionné Veolia pour concevoir et livrer une usine de traitement des eaux issues de la vapeur utilisée pour l'extraction du pétrole lourd sur son site de Carmon Creek, dans la région de l'Alberta au Canada.

Le projet Carmon Creek de Shell, actuellement en construction, produira jusqu'à 80.000 barils par jour de pétrole en utilisant des méthodes d'extraction du pétrole améliorées, où la vapeur est injectée dans le réservoir souterrain pour faciliter la production de pétrole lourd. L'eau extraite avec le pétrole sera traitée et réutilisée pour générer de la vapeur. Cette méthode permet d'optimiser la quantité d'eau de process recyclée (environ 99 %).

L'expertise de Veolia en matière d'ingénierie et de conception permet de mettre en place un système de traitement capable de produire 50.000 tonnes de vapeur au quotidien, essentielles à la production de pétrole. Ses technologies propriétaires, parmi lesquelles la séparation des hydrocarbures, l'adoucissement à la chaux, les filtres, les échanges d'ions et l'évaporation, formeront une solution complète de récupération et de recyclage des effluents industriels.



Veolia fournissait déjà à Shell une solution durable de gestion de l'eau pour le complexe Pearl GTL, au Qatar, comprenant un système de traitement des eaux usées entièrement intégré et conçu pour maximiser la récupération d'eau.

"Veolia est la seule entreprise à disposer de solutions couvrant la totalité du cycle de l'eau qui sont adaptées aux besoins de l'industrie pétrolière", a précisé Antoine Frérot, PDG de Veolia Environnement. "Ces industriels savent qu'une utilisation rationnelle de l'eau est un aspect essentiel de la production et participe de leur engagement à réduire les effets de leurs activités sur l'environnement et à respecter des réglementations toujours plus strictes" a conclu Antoine Frérot.

http://www.enerzine.com/10/16943+veolia ... reek+.html

[mobar]

Si on rapproche les deux infos :
Extraire 80 000 barils/jours (soit 80 000 barils*159 litres*0.85 kg/l*40 MJ/kg = 432 480 000 MJ/jour
avec 50 000 tonnes de vapeur/jour (soit 50 000*2 800 MJ/t = 140 000 000 MJ/jour

1 tonne de vapeur extrait 1.6 baril soit en énergie 800 kWh de vapeur consommée pour récupérer 2400 kWh de pétrole brut

L'énergie utilisable sous forme de pétrole est d'un peu moins de 300 000 000 MJ/jour (enconsidérant que la vapeur est produite avec une partie du brut extrait)
33% de pertes rien que remonter le brut, pas fameux comme rendement d'extraction

L'EROIE de ces projets ne supporterait une baisse des prix du brut

En france avec de la vapeur à 50 €/MWh et un baril à 70 €, on consommerait 40 € de vapeur pour récupérer 112 € de brut
Pas rentable si l'on considère qu'il y a des couts d'exploitation et des investissements à rembourser, un site à réhabiliter ... et des politiques à arroser

Ou sont les subventions?

[Lansing]

...
33% de pertes rien que remonter le brut, pas fameux comme rendement d'extraction
...

Un baril d'énergie nécessaire pour en remonter trois. C'est le même rendement des gisements de l'Alberta depuis le début de l'extraction.
Il n'y a eu aucun progrès depuis. Les prévisions donnent même une baisse de rendement pour les gisements exploités aux débuts de cette gabegie.
En fait ce n'est pas du pétrole qui est majoritairement employé comme énergie, mais du gaz.
Ce qui a fait dire aux détracteurs canadiens de ce désastre que brûler du gaz pour extraire du sable bitumineux, c'est comme donner du caviar aux saumons d'élevage.
Les compagnies pétrolières réclamaient au gouvernement canadien la construction de centrale nucléaire pour fournir l'énergie nécessaire à leur business, c'était avant Fukushima.
La consommation de pétrole vient en fin de processus, on utilise du light crude pour rendre le pétrole raffinable et transportable.
On avait appris tout cela sur des sites canadiens il y a quelques années, il y a probablement les liens dans ce fil.

[energy_isere]

...
33% de pertes rien que remonter le brut, pas fameux comme rendement d'extraction
...

Un baril d'énergie nécessaire pour en remonter trois. C'est le même rendement des gisements de l'Alberta depuis le début de l'extraction.
Il n'y a eu aucun progrès depuis. Les prévisions donnent même une baisse de rendement pour les gisements exploités aux débuts de cette gabegie.
En fait ce n'est pas du pétrole qui est majoritairement employé comme énergie, mais du gaz.
Ce qui a fait dire aux détracteurs canadiens de ce désastre que brûler du gaz pour extraire du sable bitumineux, c'est comme donner du caviar aux saumons d'élevage.
Les compagnies pétrolières réclamaient au gouvernement canadien la construction de centrale nucléaire pour fournir l'énergie nécessaire à leur business, c'était avant Fukushima.
La consommation de pétrole vient en fin de processus, on utilise du light crude pour rendre le pétrole raffinable et transportable.
On avait appris tout cela sur des sites canadiens il y a quelques années, il y a probablement les liens dans ce fil.

Il est possible que ça soit du Gaz comme tu le dis, mais n' oublie pas comme ca a été rapporté plus haut la vapeur est obtenue en cogéneration avec la production d' electricité pour le réseau de l' Alberta.
Donc le bilan n' est pas aussi mauvais.