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Jean LAHERRÈRE
Le Japon a un projet ambitieux d’exploitation des hydrates, étant donné son besoin
important en gaz. JNOC a foré en 1999 un puits par 950 m d’eau, dans la fosse de
Nankai et a évalué son potentiel en forant cinq puits d’appréciation autour. Il a été dit,
surtout par les Américains, que les résultats étaient encourageants (15 m d’hydrates
avec une concentration de 80%). Cependant, 2 ans après, il n’y a aucune suite, faisant douter du potentiel de cette zone.
MILKOV & SASSEN (2001) (Université Texas A&M) estiment le potentiel des hydrates du Golfe du Mexique à 500 Tcf, avec des accumulations susceptibles de faire
l’objet d’essai de production, alors que le Blake Ridge a un volume équivalent mais
beaucoup trop dispersé pour être considéré comme constitué d’accumulations.
Les dernières prévisions d’IPCC sur le climat sont basées sur des hypothèses en
provenance de l'IIASA, avec des productions de gaz en provenance des hydrates
(Global natural gas perspectives, by NAKICENOVIC et al., 2000), où les prévisions de
production de gaz en 2100 seraient 25 fois la production actuelle ! De telles hypothèses sont irréalistes, et font douter de la valeur des conclusions d'IPCC 2000.
HOLLAND (Statoil) (1998) met en doute la commercialité des dépôts d’hydrates. Les
dernières estimations par SOLOVIEV (2000) ont divisé par 100 les estimations et les
ramènent au volume des réserves restantes de gaz conventionnel, soit 7000 Tcf.
De plus, le procédé de production est d’abord à mettre au point (il faut apporter de
l’énergie pour faire fondre les hydrates), et si cet apport est inférieur à l’énergie
contenue dans l’hydrate produit, il faut ensuite que ce procédé soit économique.
Il semble que le meilleur potentiel des hydrates soit dans le transport du gaz naturel pouvant être plus pratique et économique que la liquéfaction [GUDMUNDSSON,
1996].
8.10. IMPACT DE LA TECHNOLOGIE
Les économistes prétendent que la technologie permettra de produire ce qui n’est
pas productible aujourd’hui, mais ils refusent d’écouter ce que disent les techniciens.
Sur les champs de pétrole et de gaz conventionnels, où il suffit d’ouvrir les vannes
pour produire la quasi-totalité du gisement, après avoir installé des puits d’injection
d’eau ou de gaz comme en mer du Nord, tous les nouveaux procédés ont permis
de produire moins cher et plus vite, mais n’ont pratiquement pas augmenté les
réserves quand elles ont été correctement estimées. Ceci est facile à démontrer,
toute amélioration sur les réserves doit se voir sur la courbe de déclin du champ
(voir la figure sur la production annuelle en fonction de la production cumulée). Ce
déclin doit, après introduction d’un nouveau procédé, montrer une diminution de
sa pente, donc une augmentation des réserves... Les exemples sont nombreux,
comme le champ de Forties en mer du Nord, où l’arrivée d’une cinquième plate-
Jean LAHERRÈRE
Le Japon a un projet ambitieux d’exploitation des hydrates, étant donné son besoin
important en gaz. JNOC a foré en 1999 un puits par 950 m d’eau, dans la fosse de
Nankai et a évalué son potentiel en forant cinq puits d’appréciation autour. Il a été dit,
surtout par les Américains, que les résultats étaient encourageants (15 m d’hydrates
avec une concentration de 80%). Cependant, 2 ans après, il n’y a aucune suite, faisant douter du potentiel de cette zone.
MILKOV & SASSEN (2001) (Université Texas A&M) estiment le potentiel des hydrates du Golfe du Mexique à 500 Tcf, avec des accumulations susceptibles de faire
l’objet d’essai de production, alors que le Blake Ridge a un volume équivalent mais
beaucoup trop dispersé pour être considéré comme constitué d’accumulations.
Les dernières prévisions d’IPCC sur le climat sont basées sur des hypothèses en
provenance de l'IIASA, avec des productions de gaz en provenance des hydrates
(Global natural gas perspectives, by NAKICENOVIC et al., 2000), où les prévisions de
production de gaz en 2100 seraient 25 fois la production actuelle ! De telles hypothèses sont irréalistes, et font douter de la valeur des conclusions d'IPCC 2000.
HOLLAND (Statoil) (1998) met en doute la commercialité des dépôts d’hydrates. Les
dernières estimations par SOLOVIEV (2000) ont divisé par 100 les estimations et les
ramènent au volume des réserves restantes de gaz conventionnel, soit 7000 Tcf.
De plus, le procédé de production est d’abord à mettre au point (il faut apporter de
l’énergie pour faire fondre les hydrates), et si cet apport est inférieur à l’énergie
contenue dans l’hydrate produit, il faut ensuite que ce procédé soit économique.
Il semble que le meilleur potentiel des hydrates soit dans le transport du gaz naturel pouvant être plus pratique et économique que la liquéfaction [GUDMUNDSSON,
1996].
8.10. IMPACT DE LA TECHNOLOGIE
Les économistes prétendent que la technologie permettra de produire ce qui n’est
pas productible aujourd’hui, mais ils refusent d’écouter ce que disent les techniciens.
Sur les champs de pétrole et de gaz conventionnels, où il suffit d’ouvrir les vannes
pour produire la quasi-totalité du gisement, après avoir installé des puits d’injection
d’eau ou de gaz comme en mer du Nord, tous les nouveaux procédés ont permis
de produire moins cher et plus vite, mais n’ont pratiquement pas augmenté les
réserves quand elles ont été correctement estimées. Ceci est facile à démontrer,
toute amélioration sur les réserves doit se voir sur la courbe de déclin du champ
(voir la figure sur la production annuelle en fonction de la production cumulée). Ce
déclin doit, après introduction d’un nouveau procédé, montrer une diminution de
sa pente, donc une augmentation des réserves... Les exemples sont nombreux,
comme le champ de Forties en mer du Nord, où l’arrivée d’une cinquième plate-