Gaz naturel
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| Gaz naturel | |
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| Combustion de gaz naturel sur une cuisinière à gaz | |
| Identification | |
|---|---|
| No CAS | |
| No ECHA | 100.029.401 |
| Thermochimie | |
| PCS | 54,0 MJ·kg-1 (95 % CH4, 2,5 % C2H6, 2,5 % gaz inertes)[1] |
| Unités du SI et CNTP, sauf indication contraire. | |
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Le gaz naturel, ou gaz fossile, est un mélange gazeux d'hydrocarbures constitué principalement de méthane, mais comprenant généralement une certaine quantité d'autres alcanes supérieurs, et parfois un faible pourcentage de dioxyde de carbone, d'azote, de sulfure d'hydrogène ou d'hélium. Naturellement présent dans certaines roches poreuses, il est extrait par forage et est utilisé comme combustible fossile ou par la carbochimie. Le méthane est généralement valorisé par le gaz de synthèse en méthanol. La déshydrogénation oxydative de l'éthane conduit à l'éthylène, qui peut être converti en oxyde d'éthylène, éthylène glycol, acétaldéhyde[2] ou autres alcènes[3]. Le propane, un alcane, peut être converti en propylène[4],[5],[6] ou peut être oxydé en acide acrylique[7],[8],[9] et acrylonitrile.
Sa part du mix énergétique mondial a progressé rapidement, de 16,1 % en 1973 à 23,6 % en 2021. Sa production mondiale s'est accrue de 228 % en 47 ans, de 1973 à 2020, dopée par l’exploitation des gaz non conventionnels). Le gaz naturel est en 2021 la troisième source d'énergie primaire utilisée dans le monde, représentant 23,6 % de la consommation, après le pétrole (29,5 %) et le charbon (27,2 %).
Corrélativement, les émissions mondiales de gaz à effet de serre dues à la combustion du gaz naturel s'élevaient à 7 524 Mt (millions de tonnes) d'équivalent CO2 en 2021, en progression de 105 % depuis 1990 selon l'Agence internationale de l'énergie. Elles représentent 22 % des émissions dues à l'énergie en 2021, contre 44,4 % pour le charbon et 32 % pour le pétrole. Le secteur pétrolier et gazier engendre plus de 20 % des émissions mondiales de méthane, gaz dont le potentiel de réchauffement global est 25 fois plus élevé que celui du CO2.
L'usage de gaz naturel a rapidement augmenté dans l'industrie à partir des années 1970, suivi d'une augmentation dans les usages domestiques puis la production d'électricité, se rapprochant de la part du charbon pendant les années 1990. Mais une augmentation des coûts d'exploitation au début du XXIe siècle, les tassements de consommation des pays développés, les besoins des pays émergents et les progrès réalisés dans le traitement du charbon ont redonné au charbon un certain essor. Après une baisse de 2010 à 2014, la consommation mondiale de gaz naturel a repris sa progression, tirée par la Chine et l’Europe, qui remplacent des centrales électriques au charbon par des centrales au gaz.
Les réserves restent mal connues au début des années 2020, mais ont été accrues par l'exploitation de gaz non conventionnels (gaz de schiste, etc.). En 2020, les réserves mondiales prouvées, en hausse de 7,3 % par rapport à 2010, correspondaient à 51,6 ans de production. Elles sont géographiquement situées pour 39,1 % au Moyen-Orient et 33 % dans les pays de l'ex-URSS. La Russie, l’Iran et le Qatar détiennent à eux seuls 51,3 % des réserves mondiales.
Les deux principaux producteurs de gaz naturel sont, en 2022, les États-Unis (24,2 % de la production mondiale) et la Russie (15,3 %), suivis par l'Iran, la Chine, le Canada, le Qatar et l'Australie. Les principaux consommateurs sont les États-Unis (22,4 %), la Russie (10,4 %), la Chine (9,6 %) et l'Iran (5,8 %). La consommation mondiale a progressé de 18,7 % entre 2012 et 2022, mais a baissé de 18 % au Japon, 14 % en France, 9 % en Italie, 6 % au Royaume-Uni, 5 % en Allemagne et 5 % en Russie, et progressé de 148 % en Chine, 50 % en Iran, 28 % aux États-Unis, 22 % au Canada. En 2017, les États-Unis, qui étaient jusque-là importateurs nets, sont devenus exportateurs nets. En 2022, ils sont au 1er rang des exportateurs avec 14,8 % des exportations mondiales, devant la Russie (13,1 %), le Qatar (10,6 %) et la Norvège (9,6 %). La part de l'Union européenne dans les importations mondiales atteint 34 %, suivie par la Chine (13,3 %) et le reste de l'Europe (12,6 %). Les sanctions prises par les pays occidentaux à la suite de l'Invasion de l'Ukraine par la Russie depuis 2022 ont entrainé des modifications majeures dans les flux internationaux : les importations de l'Europe par gazoducs ont, entre 2022 et 2024, chuté de 34,9 %, alors que ses importations de GNL ont augmenté de 58,4 %.
Propriétés[modifier | modifier le code]
Le gaz naturel est un combustible fossile gazeux qui se trouve dans la nature, notamment au niveau des champs pétrolifères, des champs gaziers et des couches charbonnières[10].
Composition moléculaire[modifier | modifier le code]
Le gaz naturel est un mélange gazeux, composé principalement de méthane accompagné d'autres alcanes plus lourds, allant en général jusqu'à cinq atomes de carbone[11]. Il contient aussi des molécules non-hydrocarbures, en quantités parfois non négligeables, pouvant donner lieu à une utilisation commerciale[12]. À titre d'exemple, le gaz naturel est la source principale pour la production industrielle d'hélium dans le monde[13].
L'origine du gaz naturel détermine sa composition exacte. Le tableau ci-dessous donne une indication des plages typiques de la composition moléculaire du gaz naturel[14].
| Composant | Formule chimique | Plage |
|---|---|---|
| Méthane | CH4 | 70..90 % |
| Éthane | C2H6 | 0..20 % |
| Propane | C3H8 | |
| Butane | C4H10 | |
| Pentane et alcanes plus lourds | C5H12 et supérieurs | 0..10 % |
| Dioxyde de carbone | CO2 | 0..8 % |
| Dioxygène | O2 | 0..0,2 % |
| Diazote | N2 | 0..5 % |
| Sulfure d'hydrogène, oxysulfure de carbone | H2S, COS | 0..5 % |
| Gaz rares : argon, hélium, néon, xénon | Ar, He, Ne, Xe | traces |
Propriétés physiques[modifier | modifier le code]
Les propriétés du gaz naturel non raffiné varient en fonction sa composition chimique[15].
La température de liquéfaction du gaz naturel est de −161 °C[16].
Le gaz naturel est incolore, inodore et insipide[16]. Pour des raisons de sécurité, depuis l'accident de 1937 à New London (en) au Texas, qui causa la mort de 295 personnes dans une école, un odorisant chimique à base de tétrahydrothiophène (THT) ou de mercaptan (composé soufré) lui donne une odeur particulière afin de permettre sa détection olfactive lors d'une fuite[17].
Types[modifier | modifier le code]
A Gaz naturel associé (à un réservoir de pétrole) ;
B Gaz naturel conventionnel non associé ;
C Gaz de couche (ou gaz de houille) ;
D Gaz de réservoir compact ;
E Gaz de schiste.
Le gaz naturel se présente sous plusieurs formes, qui se distinguent par leur origine, leur composition et le type de réservoirs dans lesquelles elles se trouvent. Ce gaz est toujours composé principalement de méthane[18] et issu de la désagrégation d'anciens organismes vivants.
En complément des différents types de gaz naturels cités ci-après figure le biogaz (dit biométhane après épuration), un substitut renouvelable issu de la décomposition de biomasse, donc certains déchets de l'activité anthropique. Idéalement, le biogaz (renouvelable) aurait vocation dans le futur à se substituer au gaz naturel fossile (émetteur net de CO2 donc participant au réchauffement climatique).
L'appellation « gaz naturel » dans le monde énergétique recouvre exclusivement la forme fossile[19], objet du présent article.
Gaz conventionnel non associé[modifier | modifier le code]
Le gaz conventionnel non associé est la forme la plus exploitée de gaz naturel. « Non associé » signifie qu'il n'est pas associé à un gisement de pétrole, bien que son processus de formation soit assez similaire.
On distingue le gaz thermogénique primaire (issu directement de la pyrolyse naturelle du kérogène) et le gaz thermogénique secondaire (formé par la pyrolyse du pétrole). Le gaz thermogénique comprend, outre le méthane, un taux variable d'hydrocarbures plus lourds, pouvant aller jusqu'à l'heptane (C7H16). On peut y trouver aussi du dioxyde de carbone (CO2), du sulfure d'hydrogène (aussi dit « gaz acide » (H2S) et parfois du diazote (N2) ainsi que de petites quantités d'hélium (He), mercure (Hg) et argon (Ar) ou d'autres contaminants tels que le plomb quand le gaz provient d'un gisement profond « haute température/haute pression ».
Le marché international du gaz naturel et ses réseaux de transport par gazoducs et méthaniers étaient[pas clair]principalement alimentés par ce type de gaz conventionnel non associé (voir section « Industrie du gaz »), mais aux États-Unis les gaz de schiste prennent une importance croissante et le biométhane injecté, encore émergent, devrait dans le cadre de la transition énergétique prendre une importance croissante.[pourquoi ?][pas clair]
Gaz associé[modifier | modifier le code]
Le gaz associé est présent en solution dans le pétrole, séparé de ce dernier lors de l'extraction. Il a longtemps été considéré comme un déchet et, en tant que tel, été détruit en torchère, ce qui est un gaspillage énergétique et une pollution inutile, qui a au moins l'avantage d'atténuer le réchauffement climatique car le potentiel de réchauffement global du CO2 est 28 fois moindre que celui du méthane[20]. Il est de plus en plus réinjecté dans le gisement géologique (ce qui contribue à y maintenir la pression afin de maximiser l'extraction du pétrole) ou valorisé énergétiquement. En 2016, près de 150 km3 étaient encore brûlés en torchère par an, en légère baisse d'environ 10 % en 20 ans malgré la progression de près de 20 % de l'extraction de gaz naturel[21].
Gaz biogénique[modifier | modifier le code]
Il est issu de la fermentation par des bactéries de sédiments organiques.
À l'instar de la tourbe, c'est un combustible fossile mais dont le cycle est relativement rapide. Les gisements biogéniques (environ 20 % des réserves connues de gaz conventionnel) sont en général petits, dispersés et situés à faible profondeur. Il a moins de valeur (par mètre cube) que le gaz thermogénique, car il contient une part significative de gaz non combustibles (dioxyde de carbone notamment) et ne fournit pas d'hydrocarbures plus lourds que le méthane[22].
Gaz de charbon[modifier | modifier le code]
La houille contient naturellement du méthane et du dioxyde de carbone dans ses pores[23]. Historiquement, ce gaz a surtout été connu pour la menace mortelle qu'il présente sur la sécurité des mineurs - il est alors resté dans la mémoire collective sous le nom de grisou. Cependant, son exploitation est en plein développement, en particulier aux États-Unis. L'exploitation porte sur des strates de charbon riches en gaz et trop profondes pour être exploitées de façon conventionnelle. Il y a eu des essais en Europe également, mais la plupart des charbons européens sont assez pauvres en méthane[réf. nécessaire]. La Chine s'intéresse également de plus en plus à l'exploitation de ce type de gaz naturel[réf. nécessaire].
Gaz de schiste[modifier | modifier le code]
Certains schistes contiennent du méthane issu de la dégradation du kérogène présent dans le schiste et piégé dans ses feuillets et micro-fissures. Mais, comme pour le gaz de couche, il existe deux grandes différences par rapport aux réserves de gaz conventionnel. La première est que le schiste est à la fois la roche source du gaz et son réservoir. La seconde est que l'accumulation n'est pas discrète (beaucoup de gaz réuni en une zone restreinte) mais continue (le gaz est présent en faible concentration dans un énorme volume de roche), ce qui exige une technique spécifique.
Depuis 2004, la technique principalement retenue est la fracturation hydraulique associée à un forage horizontal dirigé. Elle permet d'atteindre et de disloquer un plus grand volume de schiste avec un seul forage. Le schiste est pré-fracturé par des trains d'explosions puis une injection sous très haute pression d'un fluide de fracturation constitué d'eau, de sable et d'additifs (toxiques pour certains) étend cette fracturation. Chaque puits peut être fracturé (stimulé) plusieurs dizaines de fois. Chaque fracturation consomme de 7 à 28 millions de litres d'eau dont une partie seulement est récupérée[réf. nécessaire].
Cette pratique, notamment aux États-Unis, est de plus en plus contestée, dénoncée comme affectant le sous-sol, les écosystèmes en surface et la santé. Les fuites de gaz semblent fréquentes et pourraient contaminer des puits. L'utilisation de produits toxiques risque de polluer les nappes phréatiques. L'eau de fracturation remonte avec des contaminants indésirables pour la santé et les écosystèmes (sels, métaux et radionucléides)[24] pour toute personne vivant près d'une source d'extraction[25]. L'exploitation en France demeure fortement décriée. Jean-Louis Borloo, comme ministre de l'Écologie, a autorisé les premiers forages exploratoires dans le sud de la France avant que le gouvernement n'annule ces autorisations[26].
Hydrates de méthane[modifier | modifier le code]
Les hydrates de méthane (aussi appelés clathrates de méthane) sont des structures solides contenant du méthane prisonnier. Ils sont issus de l'accumulation de glace contenant des déchets organiques, la dégradation est biogénique. On trouve ces hydrates dans le pergélisol ou sur le plancher océanique. Les estimations des ressources de méthane contenues dans les hydrates vont de 13 à 24 × 1015 m3, soit 70 à 130 fois les réserves prouvées de gaz naturel conventionnel. Néanmoins, la part des ressources susceptibles d’être exploitées dans des conditions économiquement rentables reste difficile à chiffrer et fait encore l’objet de controverses[27]. Aucune technologie rentable ne permet actuellement d'exploiter ces ressources, mais des essais sont en cours au Japon[28], malgré l'impact potentiel considérable sur les émissions de gaz à effet de serre de cette éventuelle exploitation.
Industrie du gaz[modifier | modifier le code]
Histoire[modifier | modifier le code]
Utilisation ancienne en Chine[modifier | modifier le code]
Les Chinois ont commencé à utiliser du gaz naturel comme combustible et source d'éclairage au IVe siècle av. J.-C. Le forage systématique de puits pour l'extraction de la saumure au Ier siècle av. J.-C. (Dynastie Han) a mené à la découverte de beaucoup de « puits à feu » au Sichuan, qui produisaient du gaz naturel. Ainsi qu'il est rapporté, cela a entraîné dès le IIe siècle av. J.-C. une recherche systématique de gaz naturel. La saumure et le gaz naturel étaient conduits ensemble par des tubes de bambous. Depuis les petits puits, le gaz pouvait être acheminé directement aux brûleurs où la saumure était versée dans des cuves d'évaporation en fonte pour bouillir et produire du sel. Mais le gaz dense et âcre puisé à des profondeurs d'environ 600 m devait tout d'abord être mélangé à l'air, de crainte qu'une explosion se produise. Pour remédier à cela, les Chinois conduisaient d'abord le gaz dans un grand réservoir en bois de forme conique, placé 3 m sous le niveau du sol, où un autre conduit amenait l'air. Ce qui transformait le réservoir en grand carburateur. Pour éviter les incendies à cause d'un soudain surplus de gaz, un « tuyau repoussant le ciel » supplémentaire était utilisé comme système d'échappement[29].
Europe[modifier | modifier le code]
En 1776, le physicien Alessandro Volta découvre le méthane en s'intéressant au « gaz des marais », ancien nom du gaz.
Les premiers gaz combustibles utilisés en Europe, à partir de 1785, date de leur invention, seront des gaz manufacturés, c'est-à-dire des gaz fabriqués dans des usines à gaz et des cokeries, principalement à partir de la houille. Ils sont d'abord utilisés comme gaz d'éclairage, par la suite comme combustible pour les turbines et moteurs, pour le chauffage ainsi que la cuisson. L’appellation gaz de ville apparaît à cette occasion. Les gaz manufacturés seront essentiellement du gaz de houille mais aussi du gaz d'huile et du gaz de pétrole, etc. La plupart des gaz manufacturés contiendront principalement du dihydrogène, du méthane et de monoxyde de carbone.
L'histoire du gaz manufacturé est liée à l'histoire de nos villes et des grands groupes énergétiques modernes, ceux-là mêmes qui plus tard achemineront le gaz naturel.
Le gaz de ville sera mêlé, lorsque la demande se fera plus importante à du gaz de couche et du grisou - qui a un pouvoir calorifique plus important, doit être « dilué » avant d'être injecté dans le réseau - ainsi que du gaz de pétrole liquéfié[30].
Les premières utilisations modernes du gaz naturel sont apparues aux États-Unis vers 1820 pour l'éclairage public[31].
Si le pétrole fait l'objet d'une exploitation et d'une utilisation industrielle poussées à partir des années 1850, le gaz naturel devra attendre les années 1950 pour susciter un intérêt mondial. Ses réserves et ressources, voire sa production, sont mal connues en dehors des États-Unis jusqu'à la fin des années 1960. Le gaz naturel est apparu longtemps comme une source d'énergie difficile à mettre en œuvre. Son commerce sous forme liquéfiée (GNL) n'a commencé qu'en 1964 dans des volumes très modestes[32].
À partir de la fin de Seconde Guerre mondiale mais surtout à partir des années 1960, l'usage du gaz naturel se répand à travers le monde et supplante progressivement les gaz manufacturés. Le gaz naturel a de nombreuses qualités, dont l'absence de toxicité. Le pouvoir calorifique du gaz naturel est double de celui du gaz de houille (9 000 cal/m3 contre 4 250).
Le gaz naturel nécessitera des aménagements particuliers de tout son réseau de distribution, appareils de chauffe et autres, méthode de stockage et de transport : canalisations, gazoducs, méthaniers et ports méthaniers.
- France
- En 1946, l'Assemblée nationale vote la loi de nationalisation des secteurs de l'énergie. Gaz de France (GDF) est créée. La première activité de Gaz de France durant ses premières années consiste à produire et distribuer du gaz de houille. La découverte et la mise en exploitation du gisement de gaz naturel de Lacq à la fin des années 1950 permet à Gaz de France de réorienter son activité vers celui-ci et d'abandonner progressivement le gaz de houille. Les Parisiens reçoivent le méthane juste dix ans plus tard.
- Pays-Bas
- Le gisement Slochteren dans la province néerlandaise de Groningue () (Champs de gaz de Slochteren (nl)) est rapidement acheminé aux Pays-Bas et vers la Belgique (1966).
- Norvège
- En 1969, le gisement d'Ekofisk fut découvert dans les eaux norvégiennes, ce qui provoqua un élan d'exploration de la mer du Nord, ses réserves étant en effet estimée à plus de 150 milliards de mètres cubes de gaz, et plus de 500 milliards de pétrole.
- Belgique
- En 1971, l'ensemble du réseau de distribution est converti au gaz naturel. Distrigaz s'alimente aux Pays-Bas (1965), en Norvège (1973), en Algérie (1975), l'Allemagne et Abou Dabi.
En 1980, Distrigaz assure la totalité de l'approvisionnement, du transport et du stockage du gaz en Belgique mais également le Luxembourg (1993) et le Royaume-Uni (1995).
En 2001, Distrigaz est scindée entre Suez (GDF Suez) et Ente nazionale idrocarburi.
Afrique[modifier | modifier le code]
En Algérie : Hassi R'Mel dans le Sahara.
Caractéristiques générales du gaz naturel commercialisé en Europe[modifier | modifier le code]
C'est principalement du gaz naturel dit « conventionnel non associé » (voir section précédente) qui alimente le marché européen de production du gaz naturel et ses réseaux de transport par gazoducs et méthaniers puis de distribution.
Le gaz naturel traité, en vue d'être commercialisé, est incolore, inodore, insipide. Il contient entre 81 % et 97 % de méthane, le reste étant majoritairement de l'azote. Il est moins dense que l'air : sa densité est de 0,6 par rapport à l'air et sa masse volumique est d'environ 0,8 kg m−3. Il se présente sous sa forme gazeuse au-dessus de −161 °C environ, à pression atmosphérique, mais il peut être adsorbé dans la « roche-réservoir » (dans le charbon parfois, on parle alors de gaz de couche) sous forme liquide (à haute pression et en profondeur).
Son pouvoir calorifique supérieur (PCS) est d'environ 11,5 kWh m−3 (52 MJ/kg) en France, pour le gaz le plus couramment consommé, dit « H » (pour « haut pouvoir calorifique ») ou 9,7 kWh m−3 pour le gaz « B » (pour « bas pouvoir calorifique »). La pression de livraison (généralement 20 mbar pour le « gaz H » et 25 mbar pour le « gaz B », ou 300 mbar pour les usages de petite industrie ou des chaufferies collectives) ainsi que l'altitude influent sur la valeur du PCS[33].
Processus d'exploitation du gaz naturel[modifier | modifier le code]
L'exploitation du gaz naturel passe par cinq étapes :
- La production : extraction sur les sites puis acheminement vers la France
- Le transport : acheminement du gaz naturel depuis les points d'entrée de l'importation vers les différentes régions de France
- Le stockage : stockage du gaz dans des cavités salines, dans des nappes aquifères ou dans des anciens gisements
- La distribution : acheminement du gaz vers les fournisseurs
- La fourniture de gaz : revente du gaz aux consommateurs.
Amont : extraction et traitement[modifier | modifier le code]
Production de gaz naturel en 2019
États-Unis (23,1 %)
Russie (17,0 %)- Asie (16,8 %)
- Moyen-Orient (17,4 %)
- Autres (25,7 %)
Le gaz naturel et le pétrole brut sont souvent associés et extraits simultanément des mêmes gisements, ou encore des mêmes zones de production. Les hydrocarbures liquides proviennent du pétrole brut pour une proportion moyenne de l'ordre de 80 % ; les 20 % restants, parmi les fractions les plus légères, le propane et le butane sont presque toujours liquéfiés pour en faciliter le transport.
L'exploration (recherche de gisements) et l'extraction du gaz naturel utilisent des techniques à peu près identiques à celles de l'industrie du pétrole. Une grande partie des gisements de gaz connus à travers le monde a d'ailleurs été trouvée au cours de campagnes d'exploration dont l'objectif était de trouver du pétrole.
Lors de l'extraction d'un gaz sous pression, son refroidissement et sa détente à la tête de puits provoque la condensation des hydrocarbures (C5 à C8 qu'il peut contenir) et d'eau[34]. Les hydrocarbures liquides légers récupérés, appelés « condensats de gaz naturel » ou « liquide de puits de gaz naturel » correspondent à un pétrole extrêmement léger, de très haute valeur (donnant de l'essence et du naphta). Tout le reste (hydrocarbures C1 à C4, dioxyde de carbone, sulfure d'hydrogène et hélium) est gazeux à température ambiante et acheminé par gazoduc vers une usine de traitement de gaz. Il faut donc deux réseaux de collecte, un pour le gaz et un pour les condensats.
Dans cette usine (qui peut être proche des gisements, ou proche des lieux de consommation), le gaz subit ensuite une déshydratation par point de rosée, puis les différents composants sont séparés. Les hydrocarbures C2 à C4 sont vendus sous le nom de gaz de pétrole liquéfié (GPL et non pas GNL). Le dioxyde de carbone est le plus souvent simplement rejeté dans l'atmosphère, sauf s'il y a un utilisateur proche. Parfois, on le réinjecte dans une formation souterraine (séquestration du CO2) pour réduire les émissions de gaz à effet de serre
