Torchage du gaz naturel

Le torchage est la destruction contrôlée et volontaire d'un gaz combustible dans une torchère. Cette opération brûle le gaz sans utiliser son énergie d'aucune façon. Le torchage de gaz naturel, et d'autres gaz combustibles, existe à différentes étapes de la chaîne pétrolière.

Le torchage « en amont » concerne le gaz associé, c'est-à-dire le gaz naturel présent en solution dans le pétrole, qui s'échappe du pétrole en raison de la chute de pression à la sortie du puits. Une grandeur importante dans l'industrie pétrolière est le rapport gaz-pétrole, c'est-à-dire la quantité, très variable, de gaz associé récupéré avec un baril de pétrole. A titre d'exemple, au Nigeria, un mètre cube de pétrole s'accompagne en moyenne de 278 mètres cubes de gaz naturel (mesuré dans les CNTP). Ce chiffre est très variable d'un gisement à l'autre[1]. Le gaz associé est détruit en torchère lorsqu'il n'y a pas de possibilité de le vendre ou de l'utiliser sur place.

Le torchage « en aval » concerne du gaz détruit dans les raffineries de pétrole, dans les terminaux de gaz naturel liquéfié, etc. On peut étendre sa définition en incluant les gaz de composition similaires au gaz naturel, comme les gaz de décharge et les gaz de mines de charbon, eux aussi ponctuellement détruits en torchère. Mais, même avec cette définition, l'aval ne génère que 9,4% du torchage, le secteur amont étant très prépondérant[2].

Le torchage « de routine » (ou « de production ») se distingue de celui d'urgence. Dans le premier cas, le torchage est continu et fait partie du fonctionnement normal de l'installation (c'est le cas pour la très grande majorité de la destruction de gaz associé en amont). Dans le second cas, il s'agit d'une mesure d'urgence, en cas de panne ou pendant certains opérations de maintenance[3].

Le gaz naturel est un combustible très important dans l'économie mondiale, ainsi sa destruction volontaire semble paradoxale. Les raisons qui amènent à torcher le gaz naturel associé au lieu de le vendre sont logistiques et économiques. Le marché local du gaz naturel peut être inexistant ou déjà saturé[4]. La région peut manquer d'infrastructures gazières. En outre, techniquement, la production du gaz associé est souvent dispersée sur un grand nombre de puits produisant peu chacun, irrégulière, et la pression en sortie de puits est faible, ainsi, de lourds investissements sont nécessaires pour collecter le gaz et le commercialiser. Sur certains marchés, comme en Russie, le prix du gaz est maintenu artificiellement bas, ce qui dissuade la monétisation du gaz associé[5]. Le gaz naturel peut contenir des quantités variables de CO₂, d'H₂S et autres constituants qui le rendent inutilisable en l'état ; l'exploitant est alors contraint, pour le vendre ou l'utiliser, d'investir dans une unité de purification, ce qui accroît les surcoûts.

La banque mondiale évalue la destruction de gaz naturel à 150 milliards de mètres cubes par an. Ce volume a diminué, mais dans une bien moindre mesure qu'espéré : environ 9 % de diminution de 1996 à 2019. Les principaux pays concernés sont :

150 milliards de m³ de gaz naturel sont brûlés à la torche ou rejetés chaque année[6], soit 30 % de la consommation annuelle européenne ou 25 % de la consommation annuelle des États-Unis. Les seuls 40 milliards de mètres cubes torchés en Afrique suffiraient à la moitié de la consommation d'énergie de ce continent[7]. Le tableau ci-contre montre les principaux pays où se produisent ces pertes ; les différences entre les chiffres communiqués et les chiffres mesurés montrent que les pays ont bien conscience de l'ampleur du problème, en dehors des pays de la Communauté des États indépendants (CEI), qui le minorent fortement. Il s'agit essentiellement de gaz associé, c'est-à-dire de sous-produit fatal généré lors de la production du pétrole. D'autres cas menant au torchage peuvent être causés par des manipulations liées à la sécurité, à l'arrêt de certains équipements (compresseur de gaz), ou aux périodes exploratoires.

Sources de torchage identifiées par satellite, 2002.

Une grande partie du torchage n'est pas facile à comptabiliser, notamment parce qu'elle peut être niée ou minimisée par l'opérateur pétrolier. Ainsi, les données techniques (mesures de la quantité de gaz brûlé par un débitmètre) sont souvent manquantes ou peu fiables. Pour cette raison, des méthodes d'évaluation de la quantité de gaz torchées à partir de l'imagerie satellite ont été développées. Le principe consiste à quantifier le rayonnement infrarouge des torchères sur les images des satellites, et d'utiliser une sélection de sites pour lesquelles les données sont bien connues comme données de calibration. Cette calibration doit être effectuée pour chaque instrument[8]. Les satellites utilisés à cette fin sont les Landsat américains[9], les satellites européens ERS et ENVISAT[10]

La destruction en torchère du gaz naturel représente la perte d'une ressource non renouvelable. Les 150 milliards de mètres cubes détruits en 2019 correspondent à 4% de la consommation mondiale de gaz, ou à un tiers de la consommation de l'Union européenne[11].

Sur la base de la quantité de gaz naturel détruite en torchère en 2018, les émissions de CO₂ qui en résultent directement sont d'environ 275 Mt[12], soit environ 0.85% des émissions mondiales. Cependant, l'impact du torchage en matière de réchauffement climatique ne peut être réduit à ce chiffre : en effet, la combustion du gaz dans les torchères est incomplète. L'efficacité d'une torchère est généralement comprise entre 97 et 98 %, ce qui signifie que deux à trois pourcents du méthane est rejeté sans être brulé. Le potentiel de réchauffement global d'une molécule de méthane rejetée à la place d'une molécule de CO₂ étant 28 fois plus élevé, cette donnée augmente (d'entre 50 et 75%) l'effet du torchage en matière de réchauffement[13].

Trois pays, à savoir l'Algérie, le Yémen et l'Iraq, pourraient en théorie réaliser la totalité de la réduction d'émissions de gaz à effet de serre à laquelle il se sont engagés dans le cadre de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques par l'élimination du torchage du gaz naturel. Au niveau mondial cependant, la réduction du torchage ne peut contribuer qu'à la marge, de l'ordre de 2%, à la réalisation des objectifs[2].

Le torchage de gaz naturel est une source majeure de pollution de l'air.

La combustion imparfaite des gaz torchés aboutit à une importante production de monoxyde de carbone, de monoxyde d'azote, de dioxyde d'azote et d'oxyde de soufre. Pour ce dernier polluant, le taux est très variable d'une région à l'autre, selon la teneur en soufre du gaz torché[13].

Une étude publiée en 2016 s'est attachée à évaluer les émissions de particules en suspension résultant du torchage dans le Dakota du Nord. Les émissions de 26 torchères ont été mesurées. Le taux d'émission de particules de noir de carbone était, en moyenne de 140 mg de noir de carbone par kg d'hydrocarbure détruit, mais les chiffres sont extrêmement variable (deux ordres de grandeur) d'une torchère à l'autre et selon les moments. L'estimation de la quantité de particules de carbone, résultat du torcharge au niveau mondial, reste très approximative puisque cette étude abouti à 20 Gg par an, tandis qu'un article antérieur donnait un chiffre onze fois plus élevé. Cela reste une source mineure de ce type de pollution comparativement aux moteurs diesel (de l'odre de 1 300 Gg, mais localement importante[14]. ).

La flamme et la lumière qu'elle émet peuvent être source de pollution lumineuse et perturber l'environnement nocturne, notamment en causant des situations de piège écologique, pour certaines espèces, ce qui peut avoir des conséquences indirectes dans le cas de pollinisateurs, quand ils viennent massivement se brûler dans la flamme. Parmi les exemples illustrant le projet de l'ONU d'Initiative taxonomique mondiale, initié dans le cadre de la mise en œuvre de la convention sur la diversité biologique (CDB), le Secrétariat de la CDB cite[15] à ce propos l'exemple suivant « Les membres d’une famille de papillons nocturnes, appelés « sphinx », pollinisent divers arbres et plantes dans les forêts. Chaque espèce de ces papillons de nuit pollinise une seule espèce végétale, ce qui revient à dire que si un type particulier de papillon est absent les plantes qui dépendent d’elle ne pourront être pollinisées et par conséquent ne pourront se reproduire. Récemment, un taxonomiste travaillant dans une forêt tropicale a remarqué que la torche d’une raffinerie de pétrole voisine attirait et tuait ces papillons mites par centaines. Considérant le nombre d’années depuis la mise en activité de cette raffinerie, on peut estimer sans difficulté le grand nombre de mites tuées, et le nombre de plantes non pollinisées compte tenu de la vaste superficie de la forêt. Sans pouvoir dire ce que ces papillons étaient, cette importante information n’aurait pu être accessible et aucune mesure de réparation n’aurait été prise »[15]^,[16].

Le torchage conduit à une combustion incomplète des hydrocarbures, conduisant à toutes sortes de composés nocifs ; si le gaz naturel contient également du CO₂, de l'H₂S ou d'autres impuretés, alors cet effet est bien plus important[17]. Les effets concernent aussi bien les populations humaines que l'agriculture (pluies acides, métaux lourds) ; les communautés nigérianes situées à proximité des torchères s'en sont plaintes[18].

Le premier moyen de réduire le torchage du gaz naturel est de ne pas le produire, en améliorant les conditions de gestion, au cas par cas ; ces conditions sont fréquemment associées à l'écoulement biphasique des hydrocarbures :

• à Farmington (Nouveau-Mexique), sur un puits à gaz présentant une quantité variable de condensats, une meilleure gestion a permis d'éviter les mises à l'air ou mises à la torche intempestives par un meilleur pilotage des surpressions[19]
• sur le site de Kokdumalak, un meilleur pilotage du débit d'huile a permis de réduire la quantité de gaz associé extraite, améliorant ainsi le pourcentage de récupération et la durée de vie du puits[20]

Cette méthode est classiquement utilisée dans le cadre de la récupération assistée du pétrole ; elle permet de maintenir une pression de fond plus élevée, et donc d'améliorer le pourcentage de récupération du pétrole, ce qui rend l'opération rentable ; cependant, si le gaz est acide (présence de CO₂ ou d'H₂S), il exige des matériels et canalisations résistants à la corrosion. Du point de vue de l'exploitant, ce gaz n'est pas perdu, il est simplement stocké et reste disponible à l'exploitation future.

Selon les caractéristiques du gisement, il n'est parfois pas possible de réinjecter la totalité du gaz associé sans l'endommager. Une solution est alors parfois d'injecter une partie du gaz dans une formation souterraine poreuse disponible à proximité, comme un aquifère à grande profonde - c'est une méthode similaire à celle utilisée pour stockage saisonnier du gaz. Le gaz ainsi stocké reste disponible pour une extraction future, si le contexte économique évolue et la rend viable[21].

Plusieurs solutions sont disponibles pour valoriser le gaz d'un ou plusieurs puits sans avoir la possibilité de l'injecter dans un réseau.

Il s'agit d'installer, à proximité immédiate du gisement, une machine qui utilise le gaz naturel associé pour produire de l'électricité, du travail mécanique, de la chaleur ou une combinaison de ces énergies. Il peut s'agit d'une chaudière, d'un moteur à pistons, d'une turbine à combustion, d'une centrale cycle combiné[22].

Le moteur à combustion interne est une bonne option pour un petit débit de gaz. De nombreux modèles de moteurs compatibles avec le gaz naturel, allant de quelques dizaines de kW à quelques MW, sont disponibles sur le marché. Un moteur peut utiliser le gaz associé d'un ou plusieurs puits de pétrole et produire de l'électricité pour les besoins de l'exploitation et pour l'injection sur le réseau électrique. Cependant, à de rares exceptions près les moteurs disponibles sont conçus pour fonctionner avec un gaz naturel épuré, c'est-à-dire du méthane presque pur. L'utilisation directe du gaz associé, qui contient des gaz inertes et des hydrocarbures plus lourds (butane, propane), pose des problèmes de stabilité. Il faut ainsi soit brider le moteur (en utilisant un mélange pauvre) soit passer par un traitement, rudimentaire, du gaz naturel[23].

Une des applications du gaz naturel est son craquage pour la production de méthanol, qui est un produit pétrochimique de base, matière première très importante (plasturgie, peintures, explosifs). Le méthanol est liquide à température ambiante, donc facilement transportable. Les unités de craquage de petite taille, pouvant être installées à proximité des puits, sont encore rares[24].

Il s'agit de produire localement, en petite quantité, du gaz naturel liquéfié (GNL), qui peut alors être expédié par des citernes adiabatiques sur camion. Il peut alors alimenter une station-service ravitaillant des véhicules l'utilisant comme carburant, ou être livré à des localités ou des installations industrielles non reliées au réseau principal de gaz naturel. A la fin des années 2010 sont apparues des installations mobiles de production de GNL. Déplacées par camions, elles peuvent être installées rapidement à proximité d'un puits, et déplacées au besoin[25].

Si les torchères sont faciles à observer, le rejet direct ((en) venting) de gaz naturel est quasiment indétectable. Ainsi, une politique stricte de pénalisation du torchage pourrait avoir pour effet pervers d'inciter certains opérateurs pétroliers à favoriser le rejet sur le torchage, avec des conséquences bien plus graves en matière de climat[26].

La Russie est le pays du monde qui détruit le plus gaz en torchère. La banque mondiale, sur la base des données satellites, estime le volume détruit à près de 25 milliards de mètres cubes en 2020[27]. L'essentiel du torchage a lieu dans des gisements de Sibérie occidentale exploités par les deux conglomérats publics, Rosneft et Gazprom Neft. Le gouvernement a fixé pour objectif de réduire la torchage à 5% du gaz associé, mais cet objectif est loin d'être atteint[28].

Après une période de réduction, le torchage a à nouveau augmenté à la fin des années 2010, en raison de la mise en service de nouveaux gisements qui ne sont pas reliés au réseau de gaz naturel. Les compagnies privées Surgutneftegas et Lukoil valorise quasiment 100% du gaz associé, contrairement à Rosneft[29].

La destruction de gaz en torchère était tombée à un niveau très bas aux États-unis à la fin du XX^e siècle, mais a connu un très important rebond depuis l'an 2000, en raison de la croissance de la production de pétrole de schiste dans les états du Dakota du Nord et du Texas. Le volume de gaz torché aux Etats-Unis a ainsi été multiplié par six entre 2000 et 2019, toute l'augmentation venant de ces deux Etats. Les Etats-Unis sont revenus en 3^e position mondiale du volume de gaz détruit en torchère, même si, reporté à l'énorme production de gaz du pays, seuls 1,3% sont ainsi éliminés[30]. Une majorité du torchage vient de puits qui sont pourtant connectés au réseau de gaz naturel, mais celui-ci ne peut absorber toute leur production. L'une des raisons est le caractère non pérenne de la production des puits de schistes utilisant la fracturation hydraulique. Leur production de pétrole, et donc de gaz associé, est très importante les premiers mois, puis décline extrêmement vite. Ainsi, construire une infrastructure suffisante pour évacuer tout le gaz au pic de la production est économiquement rédhibitoire, puisqu'après quelques mois elle serait sous-utilisée[31].

Parmi les grands producteurs de pétrole, le Canada fait partie de ceux qui ont quasiment éliminés le torchage. Il était évalué à 1.2 milliards de mètres cubes en 2018[32]. L'Alberta, où se concentre la production de pétrole du pays, dispose d'un vaste réseau de gaz naturel, en outre la réinjection souterraine de gaz associé et de sous-produits de gaz est très développée[33]. La quantité de gaz torché en Alberta a été réduite de 80% entre 1996 et 2010[34].

Le Mexique détruit d'importantes quantité de gaz associé en torchère, et les quantités ont augmentées à la fin des années 2010. Cette situation a été reliée par des observateurs à des problèmes d'infrastructures, notamment des déficiences dans l'épuration du gaz, qui contient beaucoup de diazote dans son état brut, et ne peut donc être commercialisé sans un traitement adéquat[35].

L'Arabie saoudite est souvent citée en exemple par sa politique réussie d'élimination du torchage du gaz naturel. Le torchage était omnipresent dans le royaume jusqu'au années 1970, mais la mise en place d'un réseau de gaz naturel a permis d'utiliser presque tout le gaz associé[36].

L'Iraq détruit en torchère de très importantes quantités de gaz, alors même qu'il doit importer du gaz iranien pour répondre à ses besoins énergétiques. Le gouvernement iraquien a affirmé en 2021 son intention d'arrêter toute destruction de gaz en torchère à l'horizon 2025[37].

Classé 4^e par le volume de gaz détruit en torchère, l'Iran détruit principalement du gaz associé des gisements de pétrole anciens du Khuzestan. En 2020, le pays affirme avoir réduit d'un quart la quantité de gaz torché relativement à l'année précédente[38]. En janvier 2021, une importante usine de traitement de gaz naturel a été inaugurée à Bidboland dans cette région. Elle traite le gaz associé de plusieurs gisement pour les injecter dans le réseau de gaz, commercialise hydrocarbures plus lourds extraits du gaz (putane, propane), et réinjecte en sous-sol et le gaz acide (CO₂ et H₂S)[39].

Selon la banque mondiale, l'Algérie a torché 9,3 km³ de gaz naturel en 2020, ce qui place le pays en 5^e position mondiale[40]. La gaz associé du principal gisement de pétrole, Hassi Messaoud, est valorisé depuis 2017[41].

Bien que formellement interdit depuis 1984, le torchage de gaz naturel a continué à une très grande échelle au Nigeria, et a souvent été dénoncé dans le pays, comme une illustration de la corruption et du manque d'autorité de l'état. Shell a historiquement été responsable de la plus importante part du torchage dans ce pays[42]. Un terminal d'exportation de gaz naturel liquéfié a été inauguré en 2000 (Nigeria LNG), et sa capacité a été augmentée graduellement. La réinjection sous-terraine et l'utilisation locale du gaz se sont développé également, et la proportion de gaz torché a diminué considérablement de 2001 à 2018, passant approximativement de 50% de la production brute à 10%[43]

La production de pétrole en Angola est beaucoup plus récente qu'au Nigeria, l'Angola n'est devenu un producteur majeur qu'au cours des années 2000. La production est presque entièrement offshore, au large de l'enclave de Cabinda. Une partie du gaz est réinjectée dans les réservoirs, et une petite quantité sert aux besoins énergétiques des plate-formes elles-mêmes, mais le reste est souvent détruit en torchère[44].

Le projet Angola GNL, visant a faire un pays un exportateur de gaz naturel liquéfié, est entré en service en 2013[45].

En 2001, une initiative mondiale est lancée par la Norvège et la Banque mondiale pour étudier la question. Elle constate que les principaux obstacles à la réduction des gaz torchés sont

• l'augmentation de la production mondiale de pétrole, qui entraîne une augmentation consécutive de la production de gaz associés
• les contraintes majeures entravant le développement des marchés gaziers, l'infrastructure du gaz, et les projets de réduction de gaz torchés, qui exigent souvent une approche de collaboration avec les parties prenantes principales, en principe avant le démarrage des projets d'exploitation.

L'initiative est transformée en partenariat public-privé mondial pour la réduction des gaz torchés (GGFR) au Sommet mondial sur le développement durable en 2002 à Johannesbourg[46]. En plus de la Banque Mondiale, ce partenariat inclut actuellement BP, Chevron, Eni, ExxonMobil, Hydro, Royal Dutch Shell, Equinor, Total, et les gouvernements ou entreprises pétrolières nationales de l'Algérie, l'Angola, le Cameroun, le Canada, le Tchad, l’Équateur, la France[6], la Guinée équatoriale, l'Indonésie, le Nigeria, la Norvège, et les États-Unis, avec d'autres entreprises et pays qui devraient le rejoindre[47]. Le partenariat incluant maintenant l’OPEP, couvre près de 70 % des rejets à l’atmosphère et du torchage au monde. Le but du GGFR est de soutenir les gouvernements nationaux et l'industrie du pétrole dans leurs efforts pour réduire l’évacuation et le torchage des gaz associés à l'extraction du pétrole brut. Le GGFR se concentre sur quatre secteurs d'activité[48] :

• la commercialisation des gaz associés, y compris le développement du marché intérieur et l'accès aux marchés internationaux
• le développement des réglementations légales et fiscales pour les gaz associés
• la mise en application de la norme de réduction qui a été développée par le partenariat
• le développement de capacité relatif aux crédits carbone pour les projets de réduction des gaz torchés et évacués[49].

La norme mondiale volontaire pour la réduction des gaz évacués et torchés[50]^,[46] fournit les conseils sur la façon de réaliser des réductions de l’évacuation et du torchage des gaz associés à la production du pétrole brut. L’ensemble des projets actuels du GGFR devrait permettre d’éliminer près de 32 millions de tonnes de gaz à effet de serre d’ici 2012[51].

Les mécanismes de développement propre, créés dans le cadre du Protocole de Kyōto, permettent à une nation de vendre des crédits d'émission quand elle fait la preuve qu'elle a économisé un montant donné d'émissions de CO₂ ; les réductions de torchage et de rejet entrent dans ce cadre, ce qui modifie notablement l'économie des opérations ; des opérations de ce type sont déjà en cours en 2007, principalement en Inde et au Kenya[52]^,[53].

• Gaz naturel
• Géopolitique du pétrole
• Réchauffement climatique
• Gaz naturel liquéfié
• NOAA : chiffrages mondiaux indépendants depuis 2002
• Association de la pratique du torchage avec la répression policière dans les mêmes zones du Nigeria
• La Révolte des Ogonis a mis fin aux torchages sur leurs terres

• Carbonisés, Les pétroliers ennemis du climat sur Arte

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