sept/oct 2008

Une vision 2020

Un coup d’œil sur l’avenir des sables bitumineux canadiens

Par D. Zlotnikov

Pétrole lourd


À 2,7 millions de barils de pétrole par jour, la production du Canada représente environ 3 % de la production mondiale. Selon Greg Stringham, vice-président des marchés et des politiques fiscales à l’Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP), la production conventionnelle diminuera à la faveur des sables bitumineux. La production devrait croître rapidement jusqu’en 2020; celle provenant des sables bitumineux passera de 1,2 millions de barils par jour (2007) à 3,5 millions de barils. »

Toutefois, la concentration de la croissance dans une petite région entraînera des pénuries de main-d’œuvre durant la phase de construction des projets. Le sommet de 44 000 emplois devrait survenir dans la seconde moitié de 2010.

« Nous avons actuellement beaucoup d’apprentis, l’Alberta détient 11 % de la population canadienne mais 25 % des postes d’apprentissage. »

Pour palier ce manque, l’Alberta confie des parties du travail d’assemblage et de construction à l’Ontario et au Québec, où le déclin de l’industrie de l’automobile a libéré des travailleurs expérimentés.

L’industrie a aussi recours à l’immigration, surtout des travailleurs en provenance des Philippines et du Mexique. La construction s’avérera difficile, mais il faudra aussi des acheteurs pour cette production accrue.

Selon M. Stringham, le pétrole léger pourrait être vendu directement sur les marchés de l’Est du Canada et des États-Unis. L’expédition outremer par pétroliers est aussi étudiée mais le transport par pipeline demeure la manière la plus rentable de déplacer le pétrole.

L’innovation chez EnCana

L’industrie des sables bitumineux profite des améliorations de procédés d’EnCana, un exploitant des sables bitumineux de l’Athabasca. La compagnie exploite les projets Foster Creek (60 000 b/j) et Christina Lake (7500 b/j); un troisième projet, Borealis, devrait entrer en production en 2015.

« Les technologues recherchent toujours des idées novatrices », dit Mark Bilozir, chef d’équipe de la technologie et des stratégies de dilution, EnCana.

L’approche normale consiste à de générer de la vapeur dans une chaudière de type à circulation forcée à une passe (Once-Through Steam Generator). « Le gaz naturel génère de la chaleur; l’eau circule dans des tubes et produit de la vapeur qui sert à extraire le produit », explique M. Bilozir. « L’eau ne peut pas être complètement transformée en vapeur en raison des solides qu’elle contient. » Les projets qui se servent du drainage par gravité au moyen de la vapeur n’utilisent pas de l’eau potable pour la production de la vapeur; l’eau « saumâtre » utilisée ne convient même pas à l’agriculture. Les résidus de l’évaporation forment un mélange noirâtre d’eau, de solides, de sels et autres contaminants dont on disposait par pompage dans un réservoir profond ou par enfouissement une fois traité et solidifié.

EnCana reprend cette eau de purge des quatre chaudières et l’évapore une autre fois. « Il y a maintenant 25 barils de résidus provenant de l’ensemble des quatre chaudières au lieu de 25 barils provenant de chaque chaudière. Le taux de génération de vapeur atteint maintenant 93,75 % (au lieu de 75 %) et cela a grandement réduit les coûts de disposition des produits de la purge.

La seconde préoccupation d’EnCana concerne le forage de puits. Chaque hiver, la compagnie fore de 200 à 300 puits pour délimiter le gisement et trouver des secteurs productifs. Seul un sol gelé peut soutenir le poids des foreuses.

« La compagnie a construit des bases plus grandes d’où il est possible de forer six à sept puits. Nous obtenons l’information requise même avec un faible espacement des puits », poursuit M. Bilozir.

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