Bitume

Le bitume est la forme la plus épaisse et la plus dense du PÉTROLE. Les deux plus grandes réserves connues de bitume (en Alberta et au Venezuela) contiennent chacune plus de pétrole que l'ensemble de toutes les réserves connues du golfe Persique. Le pétrole brut synthétique produit à partir du bitume représente environ 21 p. 100 de la production totale de pétrole du Canada. Cependant, si on le compare au pétrole classique (celui qui provient des sources traditionnelles et faciles d'accès), le pétrole brut synthétique coûte cher et sa production est compliquée.

Description
Contrairement au pétrole brut classique, le bitume ne s'écoule pas librement, car il est plus dense que l'eau et plus épais que la mélasse. La plupart des hydrocarbures que l'on retrouve dans le bitume sont plus lourds que le pentane et environ la moitié de ces hydrocarbures sont des molécules très lourdes dont le point d'ébullition est supérieur à 525 °C. Les fractions pétrolières légères ont une teneur élevée en naphtènes, utilisés pour fabriquer de l'essence et des PRODUITS PÉTROCHIMIQUES, tandis que les fractions lourdes ont une proportion élevée d'asphaltènes, utilisés pour fabriquer l'asphalte. Le bitume contient aussi jusqu'à 5 p. 100 de soufre en poids et de petites quantités d'oxygène, de métaux lourds et d'autres impuretés.

La plupart des gisements contiennent des mélanges de bitume, de sable, d'eau, de petites quantités de métaux lourds et d'autres contaminants. À l'état naturel, le bitume ne convient qu'au revêtement des routes. Comparé au pétrole brut conventionnel, le bitume contient trop de carbone et pas assez d'hydrogène. Puisque la plupart des raffineries canadiennes n'acceptent que le pétrole brut synthétique comme charge d'alimentation, on utilise des procédés de raffinage spéciaux qui éliminent les impuretés et rétablissent l'équilibre entre le carbone et l'hydrogène. Avant de le livrer aux raffineries qui acceptent le pétrole brut lourd, on doit d'abord diluer le bitume avec un condensat de gaz naturel ou une matière similaire pour qu'il puisse être pompé.

Réserves
Les réserves de bitume se trouvent dans trois grands gisements de l'Alberta, dans des formations de sables bitumineux et de sédiment carbonaté : à Athabasca, à Cold Lake et à la rivière de la Paix. Le gisement de Wabiskaw-McMurray (historiquement connu comme le gisement d'Athabasca), qui contient 41 000 km³ de matériau, près de Fort McMurray, est le plus grand et le plus près de la surface du sol. Le lit de la RIVIÈRE ATHABASCA traverse en plusieurs endroits les sables bitumineux et les Amérindiens utilisaient le bitume goudronneux pour calfater leurs canots avant l'arrivée des Européens à la fin du XVIII^e siècle.

Depuis la fin du XIX^e siècle, nombreux sont ceux qui ont tenté d'exploiter la richesse en pétrole des sables bitumineux. Au tout début de notre siècle, on a utilisé le bitume pour revêtir quelques rues d'Edmonton. Dans les années 30, l'International Bitumen Co. et l'Abasand Oils Ltd. produisent de l'asphalte à partir des sables d'Athabasca. Jusqu'à tout récemment, les gisements de bitume de l'Alberta étaient communément appelés « sables goudronneux », mais l'industrie et le gouvernement préfèrent maintenant employer le terme plus descriptif de « sables bitumineux ».

Dans la partie Nord-Ouest du gisement de l'Athabasca, de nombreuses veines s'étendent à moins de 80 m sous la surface. Ils représentent environ 10 p. 100 des quelque 144 milliards de m³ de bitume du gisement. Selon les conditions économiques qui prévalaient en 1985, près de 5,3 milliards de m³ de bitume étaient considérés comme récupérables. Cette quantité correspond à 4,5 milliards de m3 de pétrole brut synthétique, suffisamment pour répondre pendant plus de 50 ans à la consommation canadienne de pétrole, selon le taux de consommation de 1987. C'est dans cette région que se trouvent les deux seules exploitations commerciales à ciel ouvert de sables bitumineux du monde. Pour séparer le bitume des sables bitumineux, les deux entreprises utilisent le procédé à l'eau chaude mis au point par Karl CLARK, de l'ALBERTA RESEARCH COUNCIL, et breveté en 1929.

En 1967, la Great Canadian Oil Sands Ltd., qui fait maintenant partie de Suncor Ltd., inaugure la première usine de traitement moderne et elle produit aujourd'hui plus de 9000 m³ par jour de pétrole brut synthétique de haute qualité. La production de Syncrude Ltd., qui a débuté en 1978, est passée de 20 500 m³ par jour à 26 000 m³ par jour en 1988, après la mise en oeuvre d'un plan d'amélioraton de la capacité. Syncrude envisage un autre agrandissement, évalué à 4 milliards de dollars, qui permettra d'augmenter la production à 41 000 m³ par jour.

Un important marché pour le pétrole lourd s'est développé dans le Nord-Ouest des États-Unis dans les années 80 et cinq installations de récupération souterraine ont commencé à produire du bitume depuis 1984. Wolf Lake I, un projet réalisé conjointement par British Petroleum et Petro-Canada, produit 1300 m³ par jour. On a entrepris la réalisation de Wolf Lake II, une autre unité de 200 millions de dollars, en 1987. Ce projet a ensuite été vendu à Amoco Canada.

Esso Ressources a installé et mis en exploitation, en 1987, six unités à Cold Lake qui produisent 12 000 m³ par jour de bitume. On a entrepris la construction des unités 7 à 10, au coût de 375 millions de dollars, qui permettront de faire passer la production à 22 000 m³ par jour à la fin de la décennie. Entre six et huit unités supplémentaires seront probablement construites dans les années 90. En raison de l'effondrement des prix du pétrole, la Murphy Oil Company Ltd. a interrompu l'exploitation du gisement Lindbergh en 1986. La production a repris à la fin de 1987 pour atteindre 400 m³ par jour. Koch produit 375 m³ par jour à Fort Kent. Ces quatre premiers projets commerciaux souterrains exploitent le gisement Cold Lake. Le cinquième projet, celui de Shell Oil, produit 1000 m³ par jour à partir du gisement de la rivière de la Paix.

Dans les années 70, Esso propose un important projet souterrain à Cold Lake. Ce projet a été suspendu en 1981 à cause des incertitudes dues à l'inflation, au taux d'intérêt et au prix mondial du pétrole (voir POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE). En 1982, pour des raisons semblables, le consortium Alsands abandonne la planification d'un important projet d'exploitation à ciel ouvert près de FORT MCMURRAY. Les projets d'Esso et d'Alsands prévoient une production de 22 000 m³ par jour et des frais d'investissement de 12 milliards de dollars chacun. Ces projets, qui incluent des installations de traitement, démontrent que les aspects financiers de l'extraction en surface et de l'extraction souterraine sont presque les mêmes. Il est intéressant de remarquer que, si Esso respecte son programme de développement, elle produira dans les années 90 suffisamment de bitume pour alimenter une installation de traitement dont la capacité est la même que celle envisagée dans son projet de 1979.

Exploitation des sables bitumineux
À cause des contaminants contenus dans le bitume et de sa grande viscosité, le principal problème lié à son exploitation est de le remonter à la surface. Suncor et Syncrude utilisent toutes les deux des techniques d'EXPLOITATION MINIÈRE à ciel ouvert pour extraire les sables bitumineux. Toutefois, seulement environ 10 p. 100 du bitume de l'Alberta peut être extrait par l'exploitation à ciel ouvert. Le reste ne peut être extrait que par des techniques de récupération souterraine.

Chez Suncor et Syncrude, l'épaisseur des veines contenant le bitume est de 30 m à 70 m et elles se trouvent à des profondeurs de 15 m à 35 m. Les morts-terrains se composent de différentes quantités de limon, d'argile et de schiste argileux du crétacé (les formations de Clearwater datent de 65 millions d'années à 140 millions d'années) recouvrant les sables bitumineux de Fort McMurray et de sables et de graviers du pléistocène (de 1,6 million d'années à 0,01 million d'années) déposés de façon non conforme sur les formations de Clearwater. Le MUSKEG, qui peut atteindre jusqu'à 5 m d'épaisseur, couvre environ 40 p. 100 du terrain. Les zones sans muskeg sont généralement recouvertes de broussailles., up to 5 m in thickness, covers about 40% of the terrain. Muskeg-free areas are generally covered by bush.

Les régions à exploiter sont d'abord déboisées, puis asséchées. Le muskeg est arraché pendant l'hiver et stocké avant d'être recyclé. Suncor retire les morts-terrains avec des excavateurs à roue qui arrachent la matière et la chargent dans des camions. À peu près 80 p. 100 de cette matière est utilisée pour la construction de voies de transport et de digues à rejets. Syncrude utilise une partie des morts-terrains pour remplir les excavations de l'exploitation avec des pelles à benne traînante, et la plus grande partie est retirée par deux pelles hydrauliques de 15 m³, une flotte de chariots électriques de 170 tonnes et d'autres engins de terrassement. Suncor extrait les sables bitumineux avec trois gros excavateurs à roue installés sur des plates-formes de 20 m de haut.

Pour faciliter le forage et préserver les dents et les godets des machines, on dynamite le sable bitumineux avant l'excavation. On l'expédie ensuite à l'usine d'extraction par des wagons et des convoyeurs à courroie. Chez Syncrude, l'extraction est effectuée par quatre pelles à benne traînante de 61 m³, deux se dirigeant vers l'est et les deux autres vers l'ouest, sur deux surfaces d'une longueur de 4500 m. Le sable bitumineux est empilé en cordon derrière les pelles à benne traînante, puis chargé sur des convoyeurs par quatre engins de reprise à roue-pelle. Généralement, les sables bitumineux qui contiennent moins de 6 p. 100 (Sycrude) ou de 8 p. 100 (Suncor) de bitume sont rejetés parce qu'ils ne sont pas rentables. Les coûts directs d'exploitation (sans compter les services) représentent de 25 p. 100 à 35 p. 100 des coûts directs (excluant les intérêts, les redevances et les impôts).

Récupération souterraine
On estime que le gisement d'Athabasca contient environ 212 milliards de m³ de bitume recouverts d'une couche de mort-terrain dont l'épaisseur varie de 0 m à 750 m. Ceux de Cold Lake et de la rivière de la Paix contiennent respectivement 35 milliards de m³ et 21 milliards de m³, à une profondeur variant de 300 m à 600 m. La capacité totale est donc de 268 milliards de m³. L'extraction à ciel ouvert est présentement limitée aux endroits où les morts-terrains ne dépassent pas 46 m de profondeur, mais il est possible qu'elle puisse un jour atteindre 80 m. Le résultat positif d'expériences effectuées sous terre, particulièrement par Esso Ressources à Cold Lake, indique qu'une partie importante du bitume qui se trouve à une profondeur supérieure à 300 m pourrait être récupérée.

Depuis 1964, Esso Ressources fait de façon continue l'essai des techniques souterraines à Cold Lake. La production des usines pilotes, qui atteignait un volume commercial au début des années 80, est passée à 3100 m³ par jour à la fin de 1987. Selon le procédé par injection de vapeur cyclique utilisé par Esso, on injecte de la vapeur à haute pression pendant un mois ou deux mois pour réchauffer le gisement, puis on cesse pendant au moins quatre mois. Le bitume remonte dans les puits d'injection, qui deviennent alors des puits de production exploités par pompage. La densité du bitume de Cold Lake est de 11° API (échelle de densité de l'American Petroleum Institute). Il est moins dense que le bitume d'Athabasca, ce qui facilite son extraction. La récupération initiale est d'environ 20 p. 100 des réserves en place, mais on s'attend à ce que l'efficacité de la récupération augmente lorsque la communication entre les puits sera établie.

Le gisement de la rivière de la Paix de Ressources Shell Canada Ltée est différent, parce qu'il contient une couche uniforme de sable bitumineux de 24 m d'épaisseur, sous laquelle on trouve une nappe d'eau de 3 m. La technique utilisée à l'usine pilote de Shell consiste à injecter de la vapeur dans la nappe d'eau et à répandre la chaleur et la pression dans les sables bitumineux par l'intermédiaire d'une série de puits qui vont de la nappe d'eau jusqu'à la surface. Après une période intensive d'injection de vapeur sous pression, on interrompt le processus et le bitume réchauffé coule dans les puits d'injection jusqu'à la nappe d'eau, où il est récupéré dans les puits de production.

Au lac Grégoire, Amoco Canada expérimente depuis plusieurs années le procédé COFCAW, selon lequel une injection d'air chauffe d'abord le gisement et une injection d'eau subséquente produit de la vapeur qui ramollit le bitume. On a mis fin à un très long essai en 1982, après l'échec de nombreuses tentatives pour établir la communication entre les puits.

Extraction souterraine avec des technologies minières
Une autre forme de technologie doit être développée pour l'exploitation des importantes réserves d'Athabasca dont la profondeur varie entre 80 m et 300 m. La production souterraine avec des technologies minières (MAISP) est une technique prometteuse inspirée d'un procédé utilisé à Yarega, en Sibérie. Le procédé consiste à d'abord creuser des tunnels horizontaux sous le gisement avant de forer verticalement des puits à drains en rang serré entre les tunnels et le gisement. On injecte ensuite de la vapeur à basse pression dans le gisement pour augmenter la température du pétrole lourd, diminuer sa viscosité et lui permettre de s'écouler dans les puits. Le Bureau de recherche et de technologie des sables bitumineux de l'Alberta (AOSTRA) et Chevron étudient présentement cette technique dans le cadre d'un projet pilote près du lac Mildred. On a creusé des tunnels de 3 m de diamètre à 223 m de profondeur dans le calcaire, sous le gisement McMurray, et foré six puits jusque dans le gisement. L'injection de vapeur a commencé en 1987 et la production a débuté quelques mois plus tard. En 1995, la production du projet est passé à 350 m 3 par jour à l'aide du procédé de drainage par gravité au moyen de la vapeur (SAGO) qui utilise des puits horizontaux jumelés. Neuf sociétés ont participé à ce projet géré par l'AOSTRA.

Extraction du bitume
Les sables bitumineux exploités commercialement contiennent en moyenne de 10 p. 100 à 12 p. 100 de bitume, de 83 p. 100 à 85 p. 100 de matières minérales et de 4 p. 100 à 6 p. 100 d'eau. La plupart des matières minérales sont recouvertes d'une mince pellicule d'eau, ce qui rend possible l'extraction par le procédé à l'eau chaude. Les sables bitumineux sont placés dans d'énormes tambours rotatifs et mélangés avec de l'eau chaude et de la vapeur. Les particules de bitume se séparent des grains de sable et s'accrochent à de minuscules bulles d'air. La boue ainsi préparée est tamisée, puis déposée dans de gros contenants coniques de séparation dans lesquels le bitume aéré est récolté sous forme de mousse contenant à peu près 65 p. 100 de pétrole, 25 p. 100 d'eau et 10 p. 100 de solides. Le gros sable se dépose au fond pour être ensuite pompé vers une décharge. Quelques très petites particules de bitume et de minéraux, appelées mixtes, demeurent dans une couche d'eau intermédiaire qui est retirée et pompée vers des cellules de flottation secondaires.

Généralement, ce procédé permet de récupérer entre 88 p. 100 et 95 p. 100 du bitume. Le gros sable qui provient des séparateurs primaires est utilisé dans la construction des digues qui forment les gros bassins à résidus nécessaires pour contenir l'effluent. Les particules fines se déposent lentement dans les bassins et l'eau décantée est réutilisée dans le processus d'extraction. Les particules fines ne retrouvent pas leur densité originale et chaque mètre cube de sable bitumineux extrait laisse ainsi 1,4 m³ de résidus. La récupération des contaminants contenus dans la mousse s'effectue par la dilution au naphta, qui est suivie de deux étapes de centrifugation. Syncrude a récemment installé des décanteurs sur plaque inclinée à la suite des centrifugeuses. Le procédé de traitement de la mousse permet une récupération de l'ordre de 98 p. 100. Les besoins en eau d'un projet important comme celui de Syncrude sont considérables et représentent environ 0,2 p. 100 du débit moyen de la rivière Athabasca (voir POLLUTION DE L'EAU).

Les incitations économiques et écologiques sont encore suffisante pour encourager la recherche visant à améliorer la récupération, à réduire les exigences en chaleur et en eau et à diminuer ou même à éliminer les bassins à résidus. On a, par conséquent, étudié plusieurs autres solutions, y compris l'extraction par le chauffage, par l'injection de solvant ou de produits chimiques, par boulettage et par tamis oléophiles. Par contre, on devra prouver les avantages des technologies complètement nouvelles avant de les adopter, puisque le procédé à l'eau chaude, constamment amélioré depuis qu'il s'est révélé efficace à l'échelle commerciale, ne représente qu'à peu près 10 p. 100 du coût initial en capital d'un projet d'extraction des sables bitumineux.

Amélioration du bitume
Suncor et Syncrude extraient le carbone des fractions lourdes du bitume par la cokéfaction. Ce procédé provoque le craquage thermique des fractions lourdes (à des températures variant de 468 °C à 498 °C) et produit des fractions plus légères (comme l'essence et les gaz combustibles) et du coke de pétrole, qui sert de combustible dans le procédé de cokéfaction ou qui est vendu. Le procédé de cokéfaction en lit fluidisé utilisé par Syncrude produit moins de coke et plus d'hydrocarbures liquides que le procédé de cokéfaction retardée utilisé par Suncor. Par contre, la cokéfaction en lit fluidisé est un procédé nécessitant de gros investissements qui produit un distillat de qualité inférieure. Le projet abandonné de Cold Lake prévoyait utiliser la flexicokéfaction, une version modifiée de la cokéfaction en lit fluidisé qui comporte une étape de gazéification permettant de transformer le coke en un gaz combustible à faible puissance calorifique. Plutôt que d'être oxydé en dioxyde de soufre, le soufre contenu dans le coke est réduit en hydrogène sulfuré, une substance que la technologie classique peut plus facilement extraire et transformer en SOUFRE élémentaire.

L'hydrocraquage, un procédé qui ajoute de l'HYDROGÈNE au produit, permet d'augmenter la production des liquides, d'obtenir des distillats de meilleure qualité et de réduire les niveaux d'émission de dioxyde de soufre. Cependant, la technique de l'hydrocraquage souffre de la courte durée de vie du catalyseur due à la contamination par les organométalliques, de besoins considérables en énergie et du fait que l'hydrogène doit provenir du gaz naturel. Plus récemment, cette technologie est devenue plus attirante en raison du surplus continu de gaz naturel et de la baisse des prix, et elle a été incorporée dans le programme d'amélioration de la capacité de Syncrude.

Pour transformer les distillats primaires en pétrole brut synthétique, on utilise l'hydrotraitement, un procédé qui permet de retirer encore plus de soufre, d'azote et d'oxygène et d'améliorer les caractéristiques moléculaires des hydrocarbures. L'hydrotraitement exige des installations connexes coûteuses comme des usines de fabrication d'hydrogène, des installations de lavage de gaz sulfureux et des unités de récupération du soufre.

L'avenir de la production des sables bitumineux semble très prometteur. En effet, en juin 1996, le premier ministre du Canada, Jean Chrétien, et les présidents de 18 des plus importantes sociétés pétrolières du Canada, ont signé une entente dont le but est d'encourager le développement des sables bitumineux. L'objectif de ce développement est d'augmenter la production actuelle de 400 000 barils par jour à 1,2 million de barils par jour. Une augmentation de cette envergure peut se traduire par des investissements de 25 milliards de dollars au Canada d'ici l'an 2020, la création de 44 000 emplois permanents répandus dans tout le pays et une injection de plus de 100 milliards de dollars dans le budget du Canada. Syncrude prévoit, pour elle seule, une croissance de 2 milliards de dollars d'ici 6 à 10 ans. Tout porte à croire que la production des sables bitumineux se poursuivra vigoureusement pendant le XXI^e siècle.

Auteur G.R. GRAY et R. LUHNING

Liens supplémentaires
Institut canadien des produits pétroliers
Site Web de l'Institut canadien des produits pétroliers, une association qui regroupe de grandes entreprises canadiennes actives dans les secteurs du raffinage, de la distribution et/ou de la commercialisation de produits pétroliers.

Glossaire : Les sables bitumineux