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Les hydrates de gaz Enjeux et perspectives des hydrates de gaz.

Natural Gas Series | novembre 2015

2 Résumé du FactBook | Natural Gas Series | novembre 2015 Permission is hereby granted to reproduce and distribute copies of this work for personal or nonprofit educational purposes. Any copy or extract has to refer to the copyright of the A.T. Kearney Energy Transition Institute.

Les hydrates de gazEnjeux et perspectives des hydrates de gaz.

Les hydrates de gaz offrent de nouvelles perspectives pour le développement du gaz naturel de réservoirs non conventionnels. Bien qu’une partie seulement des gisements soit suffisamment concentrée pour être exploitables, les hydrates de gaz sont présents en très grande quantité sur la planète. Contrairement à certaines idées reçues, les technologies nécessaires à l’exploration et à la production des hydrates de gaz sont relativement matures. Néanmoins, les défis associés à leur exploitation restent largement méconnus. Les campagnes de tests de production de longue durée devraient permettre de déterminer la viabilité commerciale de ce type de gisement ; tests pour lesquels l’Asie est actuellement aux avant-postes.

Ce document résume le FactBook « Gas Hydrates ».

Le FactBook peut être téléchargé à l’adresse suivante : www.enery-transition-institute.com


Potentiel et avenir des hydrates de gaz en tant que ressource en gaz naturel

Au cours de la dernière décennie, le gaz naturel est devenu une source majeure d’énergie grâce à son abondance, sa polyvalence et sa faible teneur en carbone par rapport aux autres combustibles fossiles. La plupart des prévisions long-terme envisagent une part croissante du gaz naturel dans le mix énergétique primaire. Aujourd’hui, le gaz naturel est produit depuis des réservoirs conventionnels (de gaz pur ou de gaz associés) et non conventionnels (caractérisés par des faibles perméabilités et nécessitant une intervention spécifique pour extraire les molécules de gaz). Le gaz naturel piégé sous forme d’accumulations d’hydrates n’est pas exploité pour le moment.

Le potentiel des hydrates de gaz en tant que source d’énergie est un sujet controversé. Le A.T. Kearney Energy Transition Insitute a rassemblé un ensemble d’éléments factuels pour éclairer ce débat: concepts clés, avancées des technologies d’exploration et de production, état de la recherche, des programmes de développement et de démonstration (R,D&D), et enjeux potentiels en matière d’environnement et de sécurité associés à l’exploitation de cette ressource.

Cette étude a été élaborée en collaboration avec les équipes de recherche de Schlumberger, sur la base d’une revue bibliographique détaillée et de nombreuses interviews avec des experts du domaine. Elle intègre également les résultats d’une enquête menée auprès des principaux acteurs industriels et universitaires du secteur, ainsi qu’une analyse des brevets déposés dans une cinquantaine d’offices dans le monde. Les rapports détaillés de ces deux études sont disponibles sur le site du A.T. Kearney Energy Transition Institute sous les noms Appendix A (Annexe A) et Appendix B (Annexe B).

La plupart des prévisions à long-terme envisagent une croissance continue de la part du gaz naturel dans le mix énergétique.

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Part de la demande en gaz naturel en provenance des pays non membres de l’OCDE3

700

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24,3%

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19,0%

25,4%

Autres ressourcesrenouvelables4

Bioénergie Nucléaire Charbon Pétrole Gaz naturel

62,2%

2040e2035e2030e2025e2020e1990 2012Hypothèses du New Policies Scenario

Figure 1 : Demande globale d’énergie primaire1 Exajoules (EJ), prévisions du scénario 4DS de l’AIE2

Note : 1 Pour plus d’informations, veuillez vous référer au FactBook du A.T. Kearney Energy Transition Institute : « Introduction to Natural Gas » ; 2 Le New Policies Scenario est le scénario de référence de l’AIE. Il suppose que les engagements récents en matière de politiques gouvernementales seront respectés même s’ils n’ont pas encore été ratifiés. 3 l’OCDE est l’Organisation de coopération et de développement économiques ; 4 Les autres ressources renouvelables incluent l’énergie hydroélectrique, géothermique, solaire photovoltaïque, solaire à concentration, éolienne et marine.

Source : Agence Internationale de l’Énergie (2014), « World Energy Outlook 2014 » ; Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole (2014), « World Oil Outlook »


L’intérêt de l’industrie pour les hydrates de gaz a longtemps été limité à la prévention de leur formation dans les gazoducs et oléoducs.

1800 1900 1950 1960 1970 1980 1990 2000 20101888 Première identi�cation documentée des hydrates d’hydrocarbures en France

1810Humphrey Davy découvre un premier exemple d’hydrate de chlore dans son laboratoire au Royaume-Uni

1934 Les hydrates de gaz sont identi�és comme responsables de l’obstruction d’un pipeline au Kazakhstan

1971 Première production de gaz attribuée à la décomposition d’une couche d’hydrates dans le champ de Messoyakha en Sibérie

1980 Identi�cation d’accumulations d’hydrates de gaz au large du Japon

1998-1999Première découverte d’accumulations concentrées d’hydrates de gaz dans des réservoirs de sable marin dans la fosse de Nankai, Japon

2002Projet Mallik: premiers tests de production expérimentale au nord du Canada (stimulation thermique)

2006Première expédition du « India National Gas Hydrate Program »

2012Première production par injection de CO2 en Alaska, USA

1963Découverte d’hydrates dans le champ de Messoyakha en Sibérie

1972Premiers essais industriels sur le potentiel commercial des hydrates de gaz en Alaska, USA

1985Identi�cation d’accumulations d’hydrates de gaz au large de l’Inde

1999/2000Carottage et diagraphie dans la fosse de Nankai au Japon

1995 Carottage au large de la Caroline du Sud, USA

2000Création du Consortium de recherche pour les ressources d’hydrates de méthane en Chine

Le Congrès américain vote la loi sur la recherche et le développement des hydrates de méthane

2007Projet Mallik : première production par dépressurisation d’hydrates de gaz en Arctique, Canada

Première campagne d’exploration et de forage d’hydrates de méthane à grande échelle dans l’Est de la mer de Corée

Hydrates de gaz marins récupérés et carottés dans la mer de Chine méridionale

2013Seconde expédition majeure en mer de Chine

Fosse de Nankai Première production d’hydrates de méthane marins par dépressurisation au Japon

Figure 2 : Chronologie du développement des hydrates de gaz

Note : Cette liste n’est pas exhaustiveSource : Analyse du A.T. Kearney Energy Transition Institute basée sur : Consortium for Ocean Leadership (Consortium pour le leadership océanique) (2013), « Marine Methane Hydrate Field Research Plan » ; Collett et al. (2000), « Growing Interest in Gas Hydrate » publié

dans « Oilfield Review » de Schlumberger, Vol. 12, numéro 2.


Autrefois considérés comme une contrainte à l’exploitation de certaines ressources pétrolière et gazière, les hydrates de gaz sont aujourd’hui envisagés comme une potentielle source d’énergie. Les hydrates de gaz font parties des gaz communément appelés « non conventionnels » Les hydrates de gaz sont des solides cristallins constitués de molécules de gaz, emprisonnées par un réseau de molécules d’eau disposées en cage. Les hydrates de gaz ressemble à de la glace. Bien que le méthane ne soit pas le seul gaz qui puisse être capturé de cette manière, c’est de loin le plus courant dans la nature. Par conséquent, les termes « hydrate de gaz » et « hydrate de méthane » sont souvent utilisés de manière interchangeable. Les hydrates de gaz se forment et restent stables à des conditions de températures basses et de pression élevée, connues sous le nom de « zone de stabilité des hydrates de gaz ». Outre la pression et la température, une quantité suffisante de gaz est nécessaire. Les hydrates de gaz sont présents en grande quantité sur la planète, dans les sédiments marins des marges continentale, ainsi que sous le pergélisol.

À la différence des autres ressources de gaz, la densité énergétique des hydrates de gaz ne varie pratiquement pas en fonction des conditions de pression et donc de profondeur. Comme la plupart des réservoirs de gaz conventionnels exploités sont situés à de grandes profondeurs, la densité énergétique des accumulations d’hydrates de gaz est généralement plus faible que celle des gisements en activité.

Les hydrates de gaz ne furent considérés comme une potentielle source d’énergie qu’après les années 70Historiquement, les hydrates de gaz étaient regardés comme une contrainte durant certaines opérations pétrolières et gazières : risque d’obturation des gazoducs et oléoducs dû à la formation d’hydrates de gaz; danger potentiel pendant les opérations de forage ou de production de réservoirs conventionnels en eaux profondes. Ce n’est qu’à partir des années 70 que les accumulations naturelles d’hydrates de gaz ont commencé à être considérées comme une potentielle source d’énergie. L’intérêt récent pour cette ressource, explique en partie la faible maturité des technologies qui y sont associées. Les chercheurs étudient aussi la possibilité de contrôler la formation des hydrates pour des applications industrielles, notamment pour le transport du gaz ou le dessalement de l’eau.

Les hydrates de gaz sont des solides cristallins constitués de molécules de gaz, emprisonnées par un réseau de molécules d’eau disposées en cage

Figure 4 : Densité d’énergie volumique des combustibles chimiques1 GJ/m3

Figure 3 : Structure 512 d’un hydrate de méthane

Molécules d’eau

Molécule de gaz

Méthane (conditions ambiantes)

Hydrate de méthane

Gaz naturel comprimé (200 bars)

Gaz naturel liquéfié

Gaz de pétrole liquéfié

Essence

Pétrole brut 39

35

24

8

6

0,038

25

Note : 1 ces chiffres représentent le pouvoir calorifique supérieur (PCS) des combustibles ;

Source : Analyse du A.T. Kearney Energy Transition Institute fondée sur les données du Département de l’énergie des États-Unis (2015) ; Birchwood et al. (2010), « Developments in Gas Hydrates », Thakur et Rajput (2011), « Exploration of Gas Hydrates »


Recherche Développement Démonstration Déploiement Technologie Mature

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Temps

Techniques d’explorationTechniques de productionUtilisation industrielle des hydrates de gazOpérations

Injection d’inhibiteurs

Injection de CO2

Stimulation thermique

Dépressurisation

CSEM3

Carottage sous pression

Sismique 2D/3D

Diagraphie de résistivité électrique

Nuclear magnetic resonance

Diagraphie acoustique

Séquestration et élimination du CO2

Transport de gaz naturelDessalement

Séparation des gaz acides

Chauffage par micro-ondesStratégies de développement des ressources2

Figure 5. Technology maturity curve1

Note : 1 Alors que certaines technologies peuvent être largement déployées dans l’industrie du pétrole et du gaz traditionnels, la plupart d’entre elles sont immatures dans le contexte des hydrates de gaz. Par exemple, le carottage qui est une pratique courante de l’industrie pétrolière et gazière, a dû être adapté pour permettre d’échantillonner des hydrates de gaz. 2 Défis opérationnels tels que le nombre et le type de puits ou la taille des navires de forage. 3 Méthodes d’imagerie d’électromagnétisme à source contrôlée.

Source : Analyse A.T. Kearney Energy Transition Institute


L’exploration des hydrates de gaz vise les accumulations à forte concentration dans des sédiments sableux

identifier et caractériser leurs gisements. Néanmoins, une baisse des coûts d’exploration pourrait encourager le développement commercial de cette ressource. Dans cette optique, il est nécessaire d’adapter les technologies actuelles de manière à les rendre plus appropriées aux propriétés des hydrates de gaz.

L’évaluation des gisements d’hydrates de gaz repose principalement sur des études géologiques et géophysiques Comme pour l’exploration pétrolière et gazière traditionnelle, l’évaluation des ressources en hydrates de gaz requiert l’identification d’un milieu géologique adéquat dans lequel les hydrates peuvent se former à des niveaux de concentration suffisants. Les propriétés suivantes doivent donc être identifiées : haute pression, basse température, présence de sources de gaz, existence de chemins de migration et présence de roches réservoirs adaptées.

Les hydrates de gaz existent dans plusieurs configurations géologiquesLes hydrates de gaz accumulés dans des sédiments sableux sont les seuls types de gisement susceptibles d’être exploités à court terme. Ces formations présentent des conditions de porosité et de perméabilité qui permettent l’accumulation de fortes concentrations d’hydrates de gaz et qui facilitent leur récupération. A l’inverse, les gisements de types argileux, disséminés ou caractérisés par de faibles concentrations sont de moins en moins en moins regardés dans les milieux académiques et par les entreprise dans une optique de production. Il en est de même pour les hydrates de gaz accumulés sous la forme de petits monticules clairsemés sur le plancher océanique.

Les estimations des ressources en hydrates de gaz varient sur plusieurs ordres de grandeurSelon une étude d’IIASA/HEI, le gaz en place accumulé dans des sédiments sableux pourrait atteindre environ 1 200 tcm. L’Agence Internationale de l’Energie indique que la totalité des ressources de gaz naturel techniquement récupérable – ces dernières représentant un sous-ensemble des ressources en place – s’élève à environ 855 tcm.

Les gisements épais d’hydrate de gaz fortement concentrés sont relativement faciles à identifier Contrairement à certaines idées reçues, l’exploration ne représente pas un obstacle important pour le développement de cette ressource. La bonne connaissance des propriétés géophysiques (sismiques et électromagnétiques) des hydrates de gaz a permis de calibrer les techniques conventionnelles pour

Les accumulations d’hydrates de gaz fortement concentrées dans des sédiments sableux constituent les seules ressources techniquement récupérables à court terme

Moyen-Orient

AfriqueAmériquedu Nord

AncienneUnion

soviétique

OcéanAustral

EuropeAmériquelatine

AsieTotal2 OcéanArctique

Ressources de gaz naturel techniquement récupérables selon l’AIE

Réserves prouvées de gaz naturel selon l’OPEP

1 226

855

200

262 (21%)

237 (19%)

187 (15%)

140 (11%)

134 (11%)

108

102

4116

Sables sous le pergélisol

Sables marins

Fracturés

Sédiments riches en argile à perméabilité décroissante

Disséminés

Les aires de la pyramide indiquent les quantités d’hydrates de gaz en place estimées1

Monticules sur le plancher océanique3

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Figure 6 : Ressources d’hydrates de gaz et estimation des quantités de gaz sous forme d’hydrate dans des sédiments sableux Estimations d’HEI et de l’IIASA en tcm

Note : 1 Les sédiments hôtes consolidés ne sont pas représentés dans la pyramide car on estime qu’ils contiennent des quantités négligeables d’hydrates. 2 Les ressources techniquement récupérables ne représentent qu’une partie du gaz en place dans les sables marins et sous le pergélisol. 3 Les ressources contenues dans les monticules reposant sur le plancher océanique sont difficilement quantifiable.

Source : Boswell et al. (2014), « Methane hydrates » ; Ruppel (2011), « Methane hydrates and the future of natural gas » ; Johnson (2011), « Global Resource Potential of Gas Hydrate – A New Calculation » ; Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole (2014), « Annual Statistical Bulletin » ; Agence Internationale de l’Énergie (2013), “World Energy Outlook 2013, HEI pour Hydrate Energy International ; IIASA pour International Institute for Applied Systems Analysis [Institut international pour l’analyse des systèmes appliqués].


Les accumulations d’hydrates de gaz fortement concentrées dans des sédiments sableux constituent les seules ressources techniquement récupérables à court terme

Cela confirme la nécessité d’effectuer des essais de production de longue durée.

La production d’hydrates de gaz est globalement à un stade moins avancé que leur exploration.Les essais de production, qui ont débuté en 2002 (à terre dans l’Arctique canadien et nord-américain, et plus récemment au large du Japon) ont prouvé qu’il était possible d’extraire le gaz des gisements d’hydrates, et ont posé un jalon important dans

le développement de cette ressource. Un test de production de longue durée (entre 6 et 12 mois) est à présent nécessaire. Un tel essai améliorerait la compréhension de la stabilité géomécanique des accumulations, permettrait l’étalonnage des simulateurs de réservoirs, préciserait les taux de récupération et permettrait de mieux connaitre les profils de production.

La production de gaz à partir d’hydrates nécessite de dissocier la structure des hydratesLa première étape de la production de gaz à partir d’accumulations d’hydrates de gaz consiste à déstabiliser le composé d’hydrate in situ. Trois techniques principales de dissociation ont été étudiées et testées durant les essais de production sur le terrain : (ı) dépressurisation, (ıı) stimulation thermique et (ııı) échange de CO2-CH4. Des inhibiteurs chimiques pourraient également être utilisés, mais ils sont peu susceptibles d’assurer une solution autonome de dissociation. Ces techniques ne s’excluent pas mutuellement et peuvent être combinées au cours du cycle de production.

Plusieurs techniques de dissociation ont été étudiéesLa dépressurisation se révèle être la technique de dissociation la plus efficace pour les hydrates de gaz accumulés dans des réservoirs sableux. Elle permet d’atteindre de forts taux de récupération, de l’ordre de 50 à 80 %, et est moins énergivore que la stimulation thermique. L’échange CO2-CH4 est une solution attrayante qui permettrait de conserver la stabilité du réservoir tout en améliorant le bilan carbone de la production d’hydrates. Cependant, cette technique est limitée par le taux d’échanges des molécules. De plus, son utilisation est restreinte par la disponibilité et le coût du CO2. Par conséquent, malgré une « validation de principe » lors des essais pratiques d’Ignik Sikumi, l’échange CO2-CH4 a perdu son élan.

Dissocier la structure de l’hydrate n’est pas le seul défi associé à la production d’hydrates de gaz. La phase de récupération pose également plusieurs problèmes, tels que la production de sable et d’eau, les problèmes d’écoulement du gaz résultant de la formation secondaire d’hydrates, ainsi que des environnements très défavorables (en mer ou dans l’Arctique). Ces problèmes sont courants dans l’industrie pétrolière et gazière, mais leur convergence crée un défi sans précédent qui pourrait menacer la viabilité économique de la récupération des hydrates de gaz. Les incertitudes relatives à la stabilité géomécanique et la subsidence des terrains résultant de la production prolongée des hydrates de gaz représentent une autre menace.

La dépressurisation se distingue comme la technique de dissociation la plus efficace pour les hydrates de gaz dans les réservoirs sableux

Défis associés à l’exploration Enjeux environnementaux et de sécuritéDéfis associés à la production

Pas difficile Un peu difficileDifficileTrès difficile

20% 21%

42%

26%

36%

23%

39%

27%

15%100%

29%16%

7%

Figure 7 : Comparaison de la sévérité des défis d’exploration, de production et des enjeux environnementauxNombre de réponses sur une base 100 %

Source : Analyse du A.T. Kearney Energy Transition Institute


En dehors des préoccupations sur l’instabilité des sédiments, la récupération des hydrates de gaz ne devrait pas faire face à de conséquences environnementales majeures

à gérer de potentielles fuites de gaz en tête des puits de production. En cela, la maitrise du risque est similaire à celles rencontrées par la production de gaz conventionnelle.

Même si les défis liés à la sécurité et à l’environnement peuvent être surmontés, les hydrates de gaz en tant que ressource sont susceptibles de faire face à des problèmes d’acceptation sociale. L’implication des différentes parties prenantes sera donc essentielle pour faire connaitre les enjeux et les risques inhérents à l’exploitation de cette ressource naturelle.

Les préoccupations environnementales découlent de la taille supposée considérable des ressources et du potentiel de réchauffement global du méthane Les hydrates étant stables uniquement sous haute pression et à basse température, l’impact du réchauffement climatique sur leurs accumulations suscite de nombreuses inquiétudes. Plus spécifiquement, certains scientifiques craignent que le réchauffement climatique puisse provoquer la dissociation des hydrates de gaz et ainsi entrainer la libération de méthane dans l’atmosphère. La modélisation dans ce domaine n’en est encore qu’à ses débuts et est confrontée à d’importantes incertitudes. Cependant, il est généralement admis que la dissociation des hydrates de gaz devrait être un phénomène régional plutôt que mondial, et prendra place plus vraisemblablement dans le pergélisol sous-marin et sur les plateaux continentaux supérieurs plutôt que dans les réservoirs en eaux profondes, où l’on rencontre la plupart des hydrates de gaz. En effet, les réservoirs en eaux profondes sont relativement bien isolés des changements de température en raison de la lente propagation du réchauffement dans les océans. De plus, la libération de méthane issu de la dissociation des hydrates de gaz est susceptible d’être sporadique plutôt que massive et instantanée ; et les émissions de méthane causées par la dissociation des hydrates devraient se convertir en CO2 par oxydation du méthane lors de son transit à travers la colonne d’eau.

La production d’hydrates de gaz ne devrait pas conduire à d’importantes émissions de méthane Il est important de distinguer le risque associé à la libération naturelle du méthane sous l’effet du réchauffement climatique, du risque de libération du méthane inhérent à l’exploitation des hydrates de gaz par l’homme. La production d’hydrates de gaz ne peut pas être une solution pour atténuer les aléas climatiques de la fonte naturelle de ces gisements. Inversement, il existe peu d’inquiétudes sur les émissions de méthane qui pourraient survenir lors de la production d’hydrates de gaz. En effet, ces derniers sont stables par nature : si la stimulation cesse, les hydrates tendent à se reformer, emprisonnant à nouveau le gaz dans la glace, au lieu de le laisser s’échapper. Reste cependant

Le risque associé à la libération naturelle du méthane sous l’effet du réchauffement climatique, est différent de celui associé à la libération du méthane lors de l’exploitation de ces ressources par l’homme

Figure 8 : Sensibilité des différents gisements au réchauffement climatique

Dégagements de gaz 500 m

Gisements d’hydrates de gaz

Emplacement des hydrates de gaz

1. Pergélisol terrestre

2. Pergélisol sous-marin

3. Pentes continentales (supérieures)

4. Monticule sur les fonds océaniques/infiltration

5. Eaux profondes

Pourcentage d’hydrates de gaz en place

1%

0,25%

3,5%

trace

~95%

Impact du changement climatique

Sujet à débat

élevé

élevé

élevé

très faible

1

2

3 4

5

Oxydation aérobie du méthane CH4 + 2O2 CO2 + 2H2O

Source : Maribus (2014), « Energy from burning ice »; Moridis et al. (2011), « Challenges, uncertainties and issues facing gas production from gas hydrate deposits » ; Ruppel (2014), « Permafrost-Associated Gas Hydrate : Is It Really Approximately 1 % of the Global System? »


Plus de R,D&D est nécessaire pour évaluer la viabilité économique de la production d’hydrates de gaz

de sont donc susceptible de varier selon les géographies et doivent être évalué à l’échelle régionale.

Les évaluations économiques sont peu nombreusesEn l’absence d’essais de production long-terme, les évaluations des facteurs économiques de la production d’hydrates de gaz restent très spéculatives. D’importants paramètres tels que l’espacement entre les puits, les profils de production et les taux de récupération demeurent incertains. Les modèles économiques ne sont donc pas calibrés avec suffisamment de précision.

Cependant, tout porte à croire qu’en utilisant les technologies existantes, les hydrates de gaz seront plus chers à récupérer que la plupart des autres ressources en gaz. Dans la majorité des cas, la récupération d’hydrates de gaz devrait requérir plus de puits par unité de surface. Des installations spéciales ainsi que des canalisations surdimensionnées pourraient également être nécessaires pour extraire les quantités importantes d’eau associée. De plus, des opérations de dissociation sont nécessaires et requièrent une infrastructure d’élévation artificielle et des instruments de pointe pour le suivi et le contrôle. Outre les coûts d’exploration et de production, des couts de transport élevés peuvent impacter la compétitivité des hydrates dans certaines régions: les ressources peuvent en effet être situées loin des zones de marché, dans des environnements hostiles (marins ou pergélisol), et faire face au problème courant du « gaz échoué ».

Par conséquent, la compétitivité des hydrates de gaz pourrait être améliorée dans les endroits où l’on pourrait tirer parti de synergies avec des opérations conventionnelles d’exploitation pétrolière et gazière. De plus, les gisements situés dans le pergélisol devraient en général être moins chers à exploiter que les accumulations marines, car les opérations seraient basées à terre. Le prix de marché du gaz et la « volonté de payer » des consommateurs pour des ressources domestiques seront également des paramètres cruciaux pour rendre les hydrates de gaz économiquement viables : S’il est peu probable que les hydrates de gaz soient une source compétitive d’énergie dans les régions riches en gaz, la volonté d’indépendance énergique pourrait favoriser le développement des hydrates de gaz dans les pays soucieux d’assurer la sécurité de leur approvisionnement. Le potentiel des hydrates de gaz et ses possibles conséquences sur le marché

Figure 9 : Brevets associés à l’exploration et à la production d’hydrates de gaz par pays Nombre de brevets déposés par région et par an

La Chine prend la relève des acteurs traditionnels en tant que moteur principal de la recherche et du développement des activités en amont relatives aux hydrates de gaz

2000 2005 201019900

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90

100

110

1995

ATTENTION: ce tableau serait différent si les brevets d’hydrates de gaz qui ne sont pas du domaine «amont» étaient pris en considération. L’augmentation du nombre de brevets en Chine peut être en partie attribuée à un arriéré d’innovations brevetables.

États-Unis Ancienne Union soviétiqueJapon Corée Europe Reste du monde Chine

Note : Le A.T. Kearney Energy Transition Institute a analysé les demandes de brevet effectuées auprès de 50 offices de brevets sur Thomson Derwent World Patents Index. « Pays » correspond au pays « prioritaire ». Des informations complémentaires sur la méthodologie et les résultats complets sont disponibles en Appendix A – PATENT ANALYSIS.

Source : Analyse A.T. Kearney Energy Transition Institute, fondée sur Thomson DWPI (consulté en octobre 2014)


campagnes exploratoire de forage en Chine, en Corée et en Inde ; ou l’augmentation du nombre de brevets déposés dans la région. La Chine est ainsi devenue le premier pays en nombre de dépôts de brevets pour des technologies « amont » relatives aux hydrates de gaz. Par ailleurs, un test de production fructueux au large du Japon a contribué à stimuler les acteurs du secteur.

L’Asie est en première ligne de cette nouvelle frontièreContrairement à l’Amérique du Nord, et notamment au Canada, où les programmes de R,D&D ont perdu leur élan suite à l’essor des gaz de schiste et à la baisse consécutive des prix du gaz, les programmes de R,D&D dédiés aux hydrates de gaz ont gagné en intensité en Asie, comme en témoigne le lancement de

Figure 10 : Principaux pays actifs dans le développement des hydrates de gaz

Programme de tests de production en cours

Tests de production attendus Programme de tests de production suspendu

Ancien programme d’exploration1 Intérêt au départ2

Le test de production au large du Japon a revigoré les acteurs du secteur et amélioré les perspectives de développement en Asie

Note : 1 Les études menées par la Russie et la Malaisie étaient principalement focalisées sur les risques posés par les hydrates lors de la production de gaz conventionnelle ; 2 Peut prendre la forme d’efforts actifs de caractérisation (par ex. campagne de prospection sismique en Colombie ou en Nouvelle Zélande) ou être à un stade très préliminaire (par ex. ambitions de l’Iran dans la mer d’Oman, ou de la Turquie dans la région de la Thrace).

Source : Analyse du A.T. Kearney Energy Transition Institute ; USGS (2014), « International Gas Hydrate Research » ; Thomson Reuters (12 Oct. 2014), «11Iran finalizes gas hydrate plan » ; Daily Sabah (15 Sept. 2014), « Halliburton to explore natural gas reserves in Turkey »


ConclusionLe développement des hydrates de gaz ne relève pas de la science-fiction. Plusieurs campagnes d’exploration et essais de production ont montré que les dépôts d’hydrates de gaz se trouvant dans des sédiments sableux pouvaient être exploités en utilisant les technologies existantes. La poursuite des investissements de R,D&D, combinée au lancement de tests de production de longue durée devraient contribuer à évaluer plus précisément les perspectives économiques à long terme de la production des hydrates de gaz ; et permettre de répondre aux préoccupations relatives à la sécurité et à l’environnement.

A.T. Kearney Energy Transition Institute FactBooksNatural Gas Series – Introduction– Gas Hydrates

Low Carbon Energy Technologies Series – Carbon Capture and Storage– Wind– Solar PV– Solar CSP– Storage– Hydrogen

Water & Energy

Smart Grids

Climate Change

RemerciementsA.T. Kearney Energy Transition Institute souhaite remercier le Dr. Ray Boswell, Technology Manager, Natural Gas Technologies, U.S. DoE / National Energy Technology Laboratory et le Dr. Robert L. Kleinberg, Schlumberger Fellow, Schlumberger Doll Research pour leurs revues détaillées du FactBook. L’Institut remercie également les auteurs du FactBook pour leurs contributions: Benoit Decourt, Romain Debarre, et Sylvain Alias.

A propos du A.T. Kearney Energy Transition InstituteLe A.T. Kearney Energy Transition Institute est une association à but non lucratif qui fournit un éclairage sur les grandes tendances de la transition énergétique, ses technologies ainsi que sur leurs répercutions stratégiques dans les secteurs privé et publique. L’Institut délivre une vision globale des problématiques de la transition énergétique fondée une analyse exhaustive des caractéristiques techniques et économiques factuelles des technologies. L’institut fournit ainsi les éléments nécessaires à l’élaboration des choix technologiques qui feront le paysage énergétique de demain. L’indépendance de l’Institut garantit l’impartialité de ses publications et favorise sa capacité à générer des idées nouvelles avec ses partenaires et les sponsors intéressés.

Pour plus d’informations sur le A.T. Kearney Energy Transition Institute ou pour accéder directement aux publications, rendez-vous sur www.energy-transition-institute.com ou contactez-nous à [email protected].

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