Une section : « Téléchargement de dossiers de présentation »

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Sylvain
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Une section : « Téléchargement de dossiers de présentation »

Message par Sylvain » 29 déc. 2005, 12:35

Bonjour à tous.

Suite à la présentation qu'il a réalisé à Aurillac, Postcarbon15 propose l'idée suivante :
L'ouverture d'une section "Dossiers de présentation" où l'on pourrait télécharger des présentations diaporama destinées à présenter le Pic de Pétrole à notre entourage, ainsi qu'à réaliser des conférences. Afin de s'assurer que l'on ne dise pas de bétises, ces présentations seraient vérifiées par ASPO-France (si possible).

L'ajout de cette section alourdirait la taille du site, ce qui occasionnerait probablement des frais (À votre bon coeur messieurs dames ...) à moins que quelqu'un puisse fournir de l'espace de stockage (normalement je peux, mais j'ai actuellement quelques soucis avec mon fournisseur d'accès internet).

À vous :D

Barilboy
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Message par Barilboy » 16 févr. 2006, 13:41

Salut,

va voir maintenant sur http://www.ovh.com, pour une bouchée de pain il propose 1Go, juste payer le nom de domaine
Vive la société de consommation.
Vive l'exploitation à outrance des ressources.
Vive la croissance démographique.
...l'homme va mourir avec sa plus grande invention: la connerie !

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Message par Sylvain » 18 févr. 2006, 11:13

Merci pour l'info BarilBoy ! Image

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greenchris
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Message par greenchris » 28 juin 2006, 12:45

Je relance le fil après avoir vu ça
http://www.oliomobile.org/french/index. ... &Itemid=47

oliomobile propose des reportages à télécharger sur l'huile.
Est-ce légal ?

Si oui, pourquoi ne pas faire la même chose sur le pétrole ?
Le charbon et le gaz prendront sa place (temporairement).
Dans l'ordre, Sobriété, Efficacité et enfin Renouvelables (negawatt).
Attention aux utopies techniques (Global Chance)

Pura Vida
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Message par Pura Vida » 06 juil. 2006, 18:30

Là encore, j'espère être sur "le" bon fil.

Mais j'avais gardé ce passage, ci-dessous, parce qu'il y est fait mention clairement de la "DISTORSION" entre les vrais énergéticiens et le monde des finances et de beaucoup d'économistes (généralement étant payés par des intérêts tout autres que le "bon usage et la préservation de l'énergie...) et ce n'était pas directement le sujet, ce qui donne un peu plus de "poids" à ce passage.

S'agissant du problème de l'énergie pétrolière et ses remplacements, on peut dire, en parlant par image, que ce problème est, en général, traité ainsi: - Bientôt on ne va plus discuter que du prix de revient de l'ambulance (alias l'énergie) et faire passer au second plan la mission même de l'ambulance-. Voilà le tableau du "traitement" de l'énergie aujourd'hui dans le monde.

Je fais la suggestion que soit davantage traité la "financiarisation" de l'économie du prétrole et de l'énergie en général, voire qu'un index, ou un fil sur un index lui soit clairement dédié. L'énergie n'est pas une marchandise comme les autres, elle a un statut NATUREL tout à fait à part. L'argent n'est AUCUNEMENT un marchandise, mais il doit être le reflet (comme des objets dans un miroir) de la production et des services. Car il y a bien, ici et là sur le forum, des informations et des traitements intéressants (et même très) de ces problèmes de
l'énergie faussée par le tout-marché et l' "impérialisme" généralisé des critères financiers sur l'énergie". Mais ils sont éparpillés et l'intérêt incontournable que les rapports énergie-argent ont s'en trouve d'autant dilué. Alors que comme je l'ai dit: l'énergie et l'argent sont les deux roues d'un même essieu, l'une ne va pas sans l'autre et le "marché" se trouve naturellement en "aval".

De toute façon je pense que les vrais "oléocéniens" savent déjà ce qui est expliqué là-dessous, au moins par les sources de l'article, ASPO, etc.

C'est simplement un copié-collé (partiel) pris sur un site fort intéressant. Mais comme je l'avais mis en exergue il y a quelque temps, les étapes par où il est passé m'ont fait perdre, hélas, le site et le lien où je l'ai pêché. Je me souviens l'avoir trouvé en cherchant sur Google avec les mots: pétrole et entropie.


COÛT DE PRODUCTION DU PÉTROLE

Si les gisements de pétrole brut présentent un déclin, ils restent les gisements de"pétrole non conventionnel", bien connus, mais de production difficile. L’investissement peut y suppléer. D’ailleurs les projets abondent. 28 G$ vont être investis au Qatar sur un projetde GTL pour obtenir 0,30 Gb/a à partir de 2011 (en 2004 la production mondiale a été de 0,02 Gb/a). 48 G$ sont prévus pour augmenter la production de pétrole brut et de bitume des gisements d’Alberta de 0,37 en 2004 à 0,75 Gb/a en 2015 [7]. Le coût de certains projets, par baril, serait de 14 $. Avec un prix du baril à plus de 60 $, le bilan financier est positif. Il y a cependant un bilan plus fondamental que le bilan financier et que ce dernier reflète plus ou moins bien : le bilan net d’énergie. Ce bilan n’est qu’une application des deux principes de la thermodynamique à la chaîne d’extraction et de transformation de toute énergie primaire en énergie finale (énergie directement utilisable). Le long de cette chaîne, des énergies propres ou externes sont dissipées et donc perdues pour l’utilisateur final. Ces pertes se comparent au contenu énergétique de la ressource. Elles s’expriment sous forme d’un bilan comptable avec un vocabulaire proche (coûts d’investissement,d’exploitation, de maintenance, retour sur investissement, etc.) mais où le Joule remplace l’euro ou le dollar. Etablir le bilan net d’énergie, ou la part des dépenses par rapport au
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contenu, est délicat mais plus que le bilan financier, le bilan d’énergie indique la viabilité d’un projet sur le long terme : s’il faut dépenser l’équivalent d’un baril de pétrole pour en produire, raffiner un, il vaut mieux arrêter et dépenser directement le baril équivalent. D’autre part, en cas de pénurie de la ressource jusqu’alors abondante, l’échelle financière se trouve complètement bouleversée, pas celle énergétique. Le bilan énergétique rend beaucoup mieux compte des progrès réalisés en terme d’efficacité. Dans ce qui suit est étudié le rendement énergétique de production des "pétroles non conventionnels", en exprimant les dépenses comme pourcentage du contenu. Le bilan sur un gisement est obtenu en connaissant les quantités totales extraites et leur PC (non fait ici). Le moins cher à produire des pétroles est le pétrole "léger" et peu soufré issu d’un puit éruptif d’un champ super géant. Il coûte de 6 à 7% de son contenu, dont 4 à 5% pour le raffinage. Ainsi plus de 90 % du contenu est utilisé en énergie finale. Une production qui nécessite des dépenses supérieures imposera soit de produire plus soit de réduire la consommation d’énergie finale. L’exploitation des champs de brut plus récents est déjà plus coûteuse (gisements profonds et/ou sous-marins, ou avec de mauvaises caractéristiques du réservoir). La désulfuration et l’hydrogénation supplémentaires augmentent les coûts du raffinage (de l’ordre de 2% en moyenne). L’exploitation des liquides de GN dépend de celle des champs de GN. Or, celle-ci devient de plus en plus chère du fait du transport d’une matière à faible PC volumique (35 MJ/m3 environ aux conditions ambiantes de T et P) et de l’éloignement des nouveaux champs exploités. Le transport du GN par liquéfaction à basse température (-162°C) est le plus rentable sur longue distance (plus de 1000 km). Le seul procédé de liquéfaction nécessite en exploitation 12% du contenu énergétique. En Orénoque, le pompage du bitume et son traitement avant envoi dans une raffinerie, coûtent environ 10% du PC. 6% du PIP est récupéré [6]. En Alberta, le bitume est sous forme de goudron collé aux grains de sable. Celui situé près de la surface est extrait par pelleteuses, séparé du sable par la vapeur et enfin traité avant envoi en raffinerie. Le coût d’exploitation avant raffinage est de l’ordre de 20%. Moins de 35 Gb de bitume seront extraits par mines. Le reste pourra être récupéré par injection de vapeur in situ, pour des coûts plus élevés (de l’ordre de 35% avant raffinage). La consommation de GN pour ces opérations est telle qu’elle pose des problèmes d’approvisionnement au Canada (déjà 5% de toute sa production de GN en 2004).Les autres hydrocarbures liquides sont encore plus coûteux à produire : -le procédé le plus prometteur de transformation des dépôts de kérogène, et encore au stade de développement, consiste à craquer le kérogène par chauffage électrique in situ. Le seul coût en électricité primaire est de plus de 50% du contenu récupéré : - le coût est sensiblement identique pour les CTL, GTL et BTL via une gazéification et une synthèse Fischer-Tropsch:- la production d’éthanol à partir de maïs aux Etats Unis (0,1 Gb/a) nécessite des dépenses en énergie primaire (pétrole, GN, charbon, nucléaire) à peu près égales au contenu de l’éthanol extrait. La production à partir de canne à sucre au Brésil - 0,1 Gb/a - est sans doute moins chère.

CONCLUSION CONCERNANT LA PRODUCTION DE PÉTROLE

Le but de cet article a été de comprendre les mécanismes qui contrôlent la productionde pétrole ou plus exactement des hydrocarbures liquides. Il est motivé par le débat qui agite le milieu pétrolier sur l’approche d’un maximum de production. Ce débat oppose
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principalement des économistes, pour qui la production est contrôlée in fine par les lois du marché et la capacité de celui-ci à fournir l’investissement nécessaire, "les détails techniques" pouvant être résolus avec cet investissement, et des géologues et analystes pétroliers pour qui au contraire ces détails comptent. Ces derniers reposent sur des notions importantes de géologie, de physique et de chimie. Ils sont nombreux et intrinsèquement complexes mais tous sont susceptibles d’influencer la production future. Les principaux constats auxquels arrive cet article sur le pétrole sont :- le pétrole s’est formé à partir de débris organiques dans des bassins sédimentaires sur des temps supérieurs au million d’années. Il s’est concentré dans des roches poreuses en quantité finie. Presque tous les bassins sédimentaires sont exploités. Moins de cent sur mille ont été prolifiques. Les quelques dizaines non explorés sont situés dans desenvironnements difficiles pour les forages, principalement en Arctique. Il n’est pas envisagé de les prospecter et encore moins de les exploiter avant 10 ans ;- les nouveaux gisements découverts dans les bassins explorés sont de plus en plus petits donnant une quantité de pétrole récupérable n’assurant plus le renouvellement de la production depuis 1985 (13 Gb/a contre 28 Gb/a en 2003). La production reste assurée par la mise en exploitation de gisements découverts plus tôt ainsi que la longévité d’une quinzaine de champs supergéants (assurant 20% de la production). Cependant la part de gisements en réserve diminue chaque année et les champs supergéants vont entrer ou sont en déclin. Depuis 25 ans, un seul de ces champs a été découvert ;- la production d’un champ et le taux de récupération du pétrole qu’il contient dépendent de la loi d’écoulement d’un fluide en milieu poreux. Un critère important pour améliorer la récupération est la limitation du débit en fonction de la taille du champ. Les investissements de plus en plus élevés et les prix bas du pétrole après 1985 ont poussé à surproduire, réduisant, voire annulant, les gains réalisés en améliorant les autres critères de récupération. Les techniques récentes de récupération assistée auraient surtout visé à augmenter le débit. La conséquence est le risque d’un déclin très fort (plus de 10% par an) effectivement observé sur des champs de la Mer du Nord ;- chaque année des pays producteurs voient leur production passer par un maximum. 2 en 1990 ils sont au moins 17 en 2004 sur les 50 plus importants. La Chine, le Mexique, la Russie… vont probablement rejoindre cette liste avant 2010. Les pays de l’OPEP, en particulier ceux du golfe Persique, sont aussi en difficulté : principaux champs âgés ou en déclin, suspicion de réserves surévaluées… ;- la qualité du pétrole brut se dégrade d’année en année (plus dense, plus soufré). La production est de plus en plus assurée par d’autres hydrocarbures liquides : ceux extraits des champs de GN et ceux obtenus à partir de pétrole bitumeux (plus de 10% de laproduction totale en 2004). Ces productions ont leurs propres limites qui rendent leur croissance faible. En particulier le bilan net d’énergie se dégrade, même si positif. Les membres d'ASPO, par différentes approches, prévoient un maximum de production des hydrocarbures liquides vers 2010 avec une incertitude de 5 ans. Les événements actuels sont en cohérence avec ces prévisions. Les économistes et leurs prospectives n’ont pas su les anticiper. Les arguments qui se veulent optimistes sont trop imprécis et reposent trop sur la foi pour être acceptables. Les conclusions d’ASPO ont rencontré l’opposition des économistes, non pas tant sur les détails techniques, que sur les conséquences qu’elles impliquent. Le déclin de production et la figure-2 impliquent une décroissance du PIB, surtout s’il commence dans un délai trop rapproché pour s’y préparer. Aux EU d’A M. K. Hubbert a rencontré avant 1970 le même genre d’opposition. Le maximum de production a pourtant eu lieu. La similitude des situations n’est pas
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rassurante. Il n’y a cette fois pas la possibilité d’importer du pétrole d’autres régions du monde. Fondamentalement, la production de pétrole atteint une limite déjà soulignée par M. K. Hubbert en 1956[1]: une exploitation exponentielle d’une ressource finie comme le pétrole accélère incroyablement son épuisement. Les trois quarts du pétrole consommé par l’homme au cours de son histoire ont été produits ce dernier tiers de siècle. Le taux decroissance récent de la consommation de pétrole - plus de 3% par an en 2003 et 2004 -suppose un doublement de la production tous les 20 ans. Les craintes des années 1970 étaient justifiées. Le taux de croissance était alors de plus de 7% par an (figure-2), c'est-à-dire un doublement tous les 10 ans. La survenue d’une crise pétrolière induite par le maximum de production est donc trèsprobable avant 2015. Les prix s’élèveront de façon à arrêter la croissance de la demande faute d’offre. Les marchés sont soumis aux lois physiques de conservation de la matière. Dans un contexte de marge de production de plus en plus faible, les paramètres habituels influant sur le cours du baril (évènements divers en particulier politiques affectant la production, récessions, spéculations…) voient leurs effets amplifiés. La courbe des prix sera encore plus fluctuante qu’auparavant pouvant amener à une crise et à une limitation de la demande avant le maximum naturel de la production.

Remerciements : l'auteur remercie l’AIE pour son autorisation à reproduire ses documents. Il remercie aussi les personnes qui ont bien voulu lire ce document et apporter quelques corrections et précisions, en particulier d’anciens cadres du groupe Total (J.Laherrère et P.-R. Bauquis). Pour rester compréhensible et court l’article n’a abordé que les points importants. Pour de plus amples détails et justifications, le lecteur intéressé est renvoyé aux annexesdisponibles sur le site http://aspofrance.org/, rubrique documents.*Les références marquées d’un astérisque sont disponibles sur l’Internet. 1HUBBERTM. K.Nuclear energy and the fossil fuels. Amer.Petrol.Inst.Drilling& ProductionPractice. Proc. SpringMeeting, SanAntonio,Texas,7-25,1956. (Version utilisée: publicationn°95, Shelldevelopment company,40p.,j uin1956*).
2ALAZARD-TOUXN. Les nouvelles découvertes de pétrole et de gaz. panorama2005,IFP,2004*.3SIMMONSM. R.,
Twilight in the desert, New Jersey:Wiley,2005. 422 p.4HUCA.-Y.
Le pétrole des profondeurs océaniques. Pour la science, n°307, mai 2003. 45-52.5GUYONE., HULINJ.-P.ETPETITL.
Hydrodynamique physique. Paris:InterEd./Ed. CNRS,1991,506 p.,Ecoulement dans les milieux poreux, p. 375-384.6CUPCICF.
Extra Heavy Oil and Bitumen. IIint.workshoponoildepletion,26-27mai2003,IFPRueil*.7BARBAJOSAA. Shell, Exxon Tap Oil Sands, Gas as Reserves Dwindle. Bloomberg,18fév.2005*.

Pura Vida

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Message par Fish2 » 06 juil. 2006, 23:17

Le texte présenté par Pura Vida est issu d'une présentation de Xavier Chavanne intitulée : "les lois physiques et le pétrole".
Il est disponible dans la section documentsdu site ASPO France.
« Sauf événements majeurs, la probabilité est forte que le prix du baril redescende vers 30 dollars l’an prochain. » Thierry Desmaret, Le Figaro, novembre 2004

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