Opinions - 12.02.2018

La Tunisie a soif, les Pétroliers à la rescousse !? ou de l’Eau pour le Pétrole et du Pétrole pour de l’Eau!

La Tunisie a soif, les Pétroliers à la rescousse !? ou de l’Eau pour le Pétrole et du Pétrole pour de l’Eau!

1. Introduction: importance de l’eau en Tunisie et dans le monde

L’eau est une source vitale.Tout le monde s’accorde pour dire que la Tunisie, qui dispose généralement de 4.5 à 5 Milliards de m3 d’eau par an, soit moins de 500 m3 d’eau par habitant et par an, vit un stress hydrique critique et a soif. Les coupures d’eau sont parfois fréquentes, surtout durant la saison estivale, et les agriculteurs se plaignent du manque de disponibilité de l’eau pour leurs cultures irriguées…
Plusieurs solutions sont proposées par les services concernés au sein du Ministère de l’Agriculture, dont la construction de nouveaux barrages et la maintenance des anciens, une meilleure gestion des ressources disponibles, un nouveau mode de cultures et d’irrigation, l’utilisation des eaux usées traitées, le dessalement de l’eau de mer, etc. Mais aucune ne tient compte des énormes volumes d’eau issus de l’activité pétrolière.

Il est à noter qu’à l’échelle mondiale, l’accroissement de la demande en eau va de pair avec celle de la demande en énergie (Fig.1). Toutefois, dans le futur, les risques de pénurie en énergie, et particulièrement en pétrole et gaz sont minimes, alors que la pénurie de l’eau est bien plus réelle et pourrait être dramatique, vu les changements climatiques en perspective. Des alternatives aux hydrocarbures fossiles sont possibles, mais aucune alternative pour remplacer l’eau!

On se propose dans cet article de montrer que, étant conscientes de l’importance capitale de l’eau comme source de vie et de développement, les sociétés pétrolières essaient de plus en plus de minimiser l’utilisation de l’eau potable et de trouver d’autres alternatives à l’eau pour leurs activités d’exploration- production, mais peuvent aussi mettre à la disposition du pays et des communautés locales, d’importantes quantités d’eau provenant, soit des nappes profondes, soit produites en même temps que le pétrole, et nécessitant peu ou pas de  traitements, que les nouvelles technologies permettent de réaliser à des coûts raisonnables.


Tableau.1- Volume d’eau pour un puits non conventionnel


Fig.1- Demande mondiale en Eau et en Energie

2. De l’Eau pour le Pétrole, à minimiser

Les Pétroliers utilisent l’eau, essentiellement, soit pour le forage des puits, soit pour maintenir la pression des gisements lors de la production et drainer davantage de pétrole, ce qu’on appelle communément la récupération secondaire et tertiaire. Dans le cas du développement du pétrole et du gaz nonconventionnels, en particulier les hydrocarbures de « schiste », l’eau est souvent utilisée pour la complétion qui consiste en des fracturations hydrauliques du « schiste », ce qui permet au gaz ou au pétrole de s’écouler plus facilement, de la roche vers la surface.
En vue de relativiser, l’utilisation de l’eau, dans les divers secteurs d’activités, la part de la consommation de l’eau dans l’industrie en Tunisie, y compris minière et pétrolière est d’environ 3 à 4%, alors que l’agriculture en consomme 75 à 80% !

2.1. L’eau pour le forage et la complétion

Les forages conventionnels utilisent environ 200 m3 à 1500m3 d’eau, suivant la profondeur des puits forés et leurs diamètres. Si on y ajoute la fracturation hydraulique pour les forages non conventionnels, le volume d’eau utilisé, se situe entre 10 000 m3 et 15 000 m3 par puits, comme le montre le Tableau 1, relatif au développement de quelques « gaz de  schiste » aux USA (shale gas). Ceci constitue en effet des volumes très importants, surtout si l’on considère qu’il faut des centaines, voire des milliers de puits pour développer un Bassin de gaz ou pétrole de « schiste », et peut constituer un facteur critique en milieu de stress hydrique, comme c’est le cas au Sud des USA ou au Sud de la Tunisie, où les ressources potentielles en hydrocarbures sont les plus attrayantes.

2.2. L’eau pour la récupération secondaire et tertiaire 

En vue de maintenir la pression dans les champs pétroliers et en augmenter la récupération, les pétroliers injectent de l’eau, soit sous forme de liquide, soit sous forme de vapeur, ou même de l’eau accompagnée de gaz carbonique. Les volumes injectés se chiffrent par centaines ou milliers de litres d’eau par baril récupéré. Par exemple, pour un champ qui produit 20 000 barils/jour, et en supposant que la récupération secondaire nécessite 500 litres/baril, les besoins en eau seront de 10 000 m3 par jour. Au champ d’ ElBorma, par exemple, situé au Sud de la Tunisie, on injecte environ 8 000 m3 d’eau par jour. En Arabie Saoudite, et pour maintenir la production pétrolière du champ super géant de Ghawar, on achemine des millions de m3 d’eau de mer traitée, sur 300 à 400 km de distance !

3. Du Pétrole pour de l’Eau, à traiter et à développer 

Si l’activité pétrolière est une grande consommatrice d’eau douce, beaucoup d’efforts ont été consentis ces dernières années, en vue, non seulement d’en limiter la consommation, mais aussi d’en trouver une alternative, en utilisant de l’eau salée ou même des dérivés du gaz tels que le propane, pour la fracturation des « schistes ». Mieux encore, l’eau provenant de la production pétrolière, est maintenant traitée, soit pour être réutilisée sur site, pour le forage, la fracturation hydraulique ou la récupération secondaire et tertiaire, soit mise à la disposition des communautés locales pour diverses utilisations, en particulier en agriculture. Des zones vertes et oasis verdoyants peuvent ainsi remplacer les déserts de sable !

3.1.  L’eau de production des champs pétroliers matures

Il est à noter que, environ 70 % de la production mondiale est satisfaite par des champs mis en production il y a une vingtaine d’années. Ces champs dits matures, produisent de plus en plus d’eau accompagnant la production de pétrole (Fig.2a). En fin de vie, ces champs peuvent produire jusqu’à 90% ou plus d’eau. De même, l’eau injectée dans les réservoirs pétroliers, en vue d’en améliorer et d’en augmenter la récupération, sont en grande partie, récupérées lors de la production du pétrole.

La production des hydrocarbures s’accompagne donc dela production de grandes quantités d’eau. En moyenne,la production de chaque baril d’huile s’accompagne, auniveau mondial, de la production de 3 à 5 barils d’eau.Ce ratio peut atteindre 10 à 14 dans certaines zonesmatures, comme c’est le cas aux USA ou au Canada (Fig.2b) ! Loin devant les hydrocarbures, l’eauest donc, en volume, le fluide le plus largement produitpar l’industrie pétrolière ! Une fois proprement traitée, cette eau peut constituer une nouvelle source particulièrement importante et utile pour les communautés locales (voir chapitre 4),
La production du champ de Douleb par exemple, situé en Tunisie Centrale (Gouvernorat de Kasserine), produit environ 420 000 m3 d’eau par an, et certains puits produisent 90% à 95% d’eau. La production cumulée d’eau a largement dépassé les 4 Millions de m3 !

Selon une étude effectuée par l’Institut Français du Pétrole, laproduction d’eau à l’échelle mondiale, peut être estimée pour 2008 à 250 millionsde barils/jour (Mb/j) et devrait dépasser 300 Mb/j (ou 48 Millions de m3/jour) en2020, soit une progression de 20 %.


Fig.2a- Profils typiques de production de pétrole(en bleu) et d’eau (en orange) et pourcentage d’eau (en vert)


Fig.2b- Rapport volume d’eau/pétrole par pays

3.2. L’eau de la fracturation hydraulique

On a vu que la fracturation hydraulique nécessite environ 10 000m3 à 15 000 m3 d’eau par puits. En fait, 20% à 60% environ de l’eau utilisée est récupérée lors de la mise en production du gaz ou du pétrole de « schiste », soit 2000 m3 à 9 000 m3 par puits. Sachant que le développement d’un gisement d’hydrocarbures de « schiste », nécessite plusieurs centaines, voire plusieurs milliers de forages, ceci peut résulter en des volumes énormes d’eau récupérées, qui peuvent se chiffrer par Millions de m3 !

3.3. L’eau des Nappes phréatiques et profondes

- Les nappes aquifères phréatiques et profondes, sont généralement moins profondes que les réservoirs pétroliers, objectifs de la recherche pétrolière. Elles sont donc traversées par les forages pétroliers. Il est important pour l’estimation des ressources en eau de notre pays, que les données physico-chimiques recueillies sur ces nappes, soient fournies à la direction générale des ressources en eau, au sein du Ministère de l’Agriculture. D’autre part, certaines de ces nappes sont exploitées par les pétroliers pour leurs propres besoins. Ceci est le cas des 2 nappes aquifères du Sahara, dénommées le « Complexe Terminal -CT », et le Continental Intercalaire -CI ». Il s’agit d’un énorme Bassin aquifère, s’étendant sur les 3 pays d’Afrique du Nord, d’une superficie dépassant le million de km2 (Fig.3a & 3b), et dont les réserves en eau potable, sont estimées à environ 50 000 milliards de m3 !


Fig.3a- Extension des nappes aquifères profondes


Fig.3b- Coupe géologique montrant les 2 nappes aquifères (en vert : le C.Terminal ; en bleu : le C.Intercalaire)

Il est important, dans le cadre de la « Responsabilité sociétale », que les sociétés pétrolières s’organisent pour utiliser ces puits dans l’aquifère pour acheminer l’eau potable vers les localités des Gouvernorats voisins (Tataouine, Kebili, etc), et d’aider à transformer le Sahara, en de multiples oasis et ceintures vertes.

Il est important de rappeler que, depuis plus d’un siècle, et plus particulièrement au cours des trente dernières années,l’exploitation par forages a sévèrement entamé cette réserve d’eau souterraine. Les prélèvements, utilisés dans ces 3 pays, autant pour des fins agricoles (irrigation) que pourl’alimentation en eau potable et pour l’industrie, dépassent actuellement les 2,5 milliards de m3/an àtravers des points d’eau dont le nombre atteint aujourd’hui plus de 8800 points où lessources, qui tarissent, sont remplacées par des forages de plus en plus profonds.Un projet d’étude et de concertation entre les 3 pays (le SASS ou Système Aquifère du Sahara Septentrional) a été réalisé entre 1999 et 2002, en vue d’optimiser l’exploitation durable de ces ressources. Malheureusement, le Comité constitué lors de ce projet semble avoir cessé son activité. Il est important de relancer ce comité pour le bien des 3 pays.   

-Il faut noter que les réservoirs pétroliers contiennent aussi de l’eau, souvent salées ou très salées, mais il arrive que la salinité de ces eaux soit faible, voire très faible, et peut, moyennant un traitement limité, constituer de nouvelles sources d’eau inestimables. Ceci est le cas dans la région de Kasserine ou Sbeitla, où des puits tels que Dernaia, Assilat ou le champ de Tamesmida ont débité de l’eau à salinité de 1g/l à 3 g/l. Le Champ de Douleb, ainsi que d’autres puits de la région de Tala et Makthar, la salinité de l’eau varie entre 4 et 12g/l seulement. Rappelons que l’eau de mer a une salinité de 35 g/l à 40 g/l, et qu’il est prévu d’intensifier la campagne de dessalement de l’eau de mer en vue d’alimenter les villes côtières du Sud, tels que Djerba ou Zarzis.

4. Le Traitement des eaux de fracturation ou de production, une nouvelle ressource

Le plus souvent, l’eau de production pétrolière est sous laforme d’une émulsion dans l’huile qu’il faut séparerdes hydrocarbures. D’autre part, ces eaux contiennent des produits chimiques, soit injectés dans les puits lors de la récupération secondaire, ou lors de la fracturation hydraulique, soit ceux provenant de la roche réservoir elle-même.

Une eau de production peut donc typiquement contenir, des particules en suspension (TSS) minérales ou organiques, des sels dissous (TDS) de différentes natures, des métaux lourds,des produits organiques dissous, des hydrocarbures, ainsi que des additifs chimiquesinjectés dans les puits. Leur gestion requiert donc une importance capitale, à la fois pour la santé humaine et pour un environnement sain.

Ces eaux, souvent considérées comme des sous-produits gênants ou ‘déchets’ et dont le traitement coûterait cher, sont souvent, soit réinjectées dans des ‘puits-poubelles’ pour s’en débarrasser, ou soumises à l’action de l’évaporation. En offshore, ces eaux sont, soit rejetées en mer après traitement, soit ramenées à terre pour traitement. Les récents développements technologiques en matière de traitements physico-chimiques des eaux, les règles de plus en plus sévères en matière de préservation de l’environnement, ainsi que la prise de conscience que ces eaux peuvent au contraire constituer des ressources appréciables, permettent aux pétroliers de les réutiliser, soit  pour leurs besoins sur site, soit de les mettre à la disposition des communautés locales pour des utilisations agricoles ou industrielles.
Notons enfin que, dans le cas de la fracturation hydraulique pour le développement du gaz et pétrole de « schiste », et en vue de préserver l’eau douce, celle-ci est de plus en plus remplacée par des eaux saumâtres ou même par l’eau de mer. De nouvelles technologies ont récemment été développées et qui permettent de s’affranchir complètement de l’eau, en le remplaçant par des dérivés pétroliers tels que le propane ou bien par des gaz liquides tels que le gaz carbonique ou l’azote.

5. Conclusions

Pour continuer à se développer, le monde aura besoin de plus en plus d’énergie. L’industrie pétrolière consomme certes de grandes quantités d’eau, mais elle en produit encoredavantage. Cette production se chiffre par centaines de millions de barils par jour ! Les énergies fossiles dont le pétrole et le gaz continueront à figurer en bonne place dans le mix énergétique, et ce, encore pour de longues décennies à venir. Dans un contexte dechangement climatique, de fortes préoccupations environnementaleset de pression sur la ressource en eau,la gestion de l’eau, le long de la chaîne de productiondes hydrocarbures, est une nécessité. Une législation appropriée, y compris dans le Code des Hydrocarbures, contraindra les sociétés pétrolières à intégrer cette gestion de l’eau dans leurs programmes d’exploration-production.

Les développements technologiques permettent actuellement de traiter proprement ces volumes d’eau et, soit de les réutiliser sur site, soit d’en faire bénéficier les communautés locales et le pays.

Les nappes aquifères profondes, et particulièrement celle du ‘Complexe Terminal’ et du ‘Continental intercalaire’, situées au sud de la Tunisie, peuvent contribuer à améliorer largement la disponibilité en eau de la région, pourvu que leur exploitation soit rationnelle et optimisée entre les 3 pays. Dans un esprit de ‘responsabilité sociétale’, cette eau peut être acheminée vers les Gouvernorats de la région.  Le Sud de la Tunisie, une ‘mer de sable’ réputée aride et impropre à l’agriculture, pourra ainsi être transformée en une ceinture verte, garnie d’une multitude d’oasis  et de diverses cultures; et la population du Sud pourra ainsi vivre à l’abri de la soif, et de la sècheresse !

Ali Gaaya
Consultant en Exploration/Production Pétrolière (HEPIC)

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1 Commentaire
Les Commentaires
Sabria Barka - 17-02-2018 20:43

Belle utopie que la vôtre Mr Gaaya mais vous semblez totalement méconnaître la sérieuse problématique que pose la gestion des eaux usées dans votre « propre » pays. Le secteur du traitement des eaux usées, géré par l’ONAS, souffre de graves manquements pointés par la Cour des Comptes (voir le rapport de 2014). Sachez que nous ne disposons que d’une soixantaine (60) de stations d’épurations pour 12 millions d’habitants et que la plupart sont à proximité des agglomérations c’est-à-dire éloignées des zones peu peuplées, où se déroulent en général les activités pétrogazières. Pour exemple, un gouvernorat aussi grand que celui de Kébili n’en possède qu’une seule. En réalité, la couverture des services d’assainissement est faible (37% des municipalités, 10% des régions rurales). La plupart des stations existantes ont déjà atteint leur maximum de volume d’eaux usées à traiter et les surplus sont rejetés tels quels dans le milieu naturel. En ce qui concerne le traitement lui-même, pour la grande majorité des stations, il n’est pas très poussé (traitement primaire et secondaire uniquement) et les eaux dites « traitées » ne le sont pas entièrement. Près de la moitié des stations d’assainissement ne répondent à aucune norme (ce qui représente 61% des eaux traitées) probablement par manque de contrôle et de pénalisation puisque ces derniers ne couvrent que 37% des stations d’assainissement. Sachez également que 74% des entreprises industrielles déversent des eaux usées non conformes aux normes. En tout et pour tout, nous déversons d’énormes quantités d’eaux non traitées dans le milieu naturel (mer, oueds…), ce qui, en 2014, représentait 75,8 millions de mètres cubes d'eaux brutes directement rejetées dans l’environnement aquatique. Je note que vous occultez totalement le fait que les eaux issues de la fracturation à haut volume (destinées à l’exploration et l’exploitation des énergies non conventionnelles) sont chargées de produits hautement toxiques. Le traitement de ces eaux est laborieux, extrêmement coûteux et fait, lui-même, appel à des produits chimiques. Au Canada, les experts avouent leur impuissance à traiter convenablement les eaux de fracturation parce qu’elles contiennent des substances chimiques qui tuent les microorganismes sensés traiter les eaux usées. Comment alors imaginer qu’un exploitant pétrolier va investir des sommes faramineuses dans ce genre de station de traitement ? – Au nom de sa soit disant Responsabilité sociétale ? Encore faut-il qu’il existe des lois et des organes de contrôle qui l’oblige à la respecter. Ce que vous écrivez n’est même pas vrai en théorie. Quant à la pratique, je pense que c’est à la fois indécent et de mauvaise foi de faire croire aux citoyens tunisiens que les activités pétro-gazières vont reverdir le Sahara vu que nous n’arrivons déjà pas à traiter nos eaux usées et que nous n’avons pas de lois qui protège réellement l’environnement. Pour moi, il est limpide que vous êtes (encore) en train de faire du greenwashing pour le gaz de schiste. Sabria Barka, universitaire écotoxicologue, secrétaire générale d'Eco-Consience

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