Pétrole et gaz naturel en Arctique - Définition

Spécifications techniques de l’exploitation pétrolière

L'essentiel des zones concernées se trouve par des profondeurs allant de 10 à 1 000 m de fond, fréquemment 150 m, ce qui est tout-à-fait accessible aux équipements modernes. La température de l'eau varie entre --1,8 °C (température de l'eau de mer à son point de fusion) et 4 °C ; les conditions de vent et de vagues risquent d'évoluer beaucoup avec la disparition de la banquise d'été.

Exigences matérielles

Les conditions climatiques exigeront des équipements résistant aux températures d'air et d'eau très basses, à l'embâcle annuelle, et plus tard à l'éventuelle survenance d'icebergs. Les gazoducs devront tenir compte de la possible formation de clathrates, et les oléoducs de la précipitation des paraffines.

Distance de la côte

Certains sites se trouveront éventuellement très éloignés de la côte (Shtokman est à 600 km) ; ceci impose non seulement une logistique adaptée, mais des coûts supplémentaires pour l'acheminement des matériels et la pose des oléoducs, gazoducs et lignes de service associées. Le cas de Shtokman est exemplaire : sa distance est telle que l'on peut hésiter entre investir dans une usine de liquéfaction flottante, qui permet d'expédier le méthane par bateau, ou installer un gazoduc sur 600 km.

Pétrole, gaz, condensats ?

L'Arctique a pour le moment fourni une quantité inhabituelle de puits à gaz, avec ou sans condensats ; le gaz est moins bien valorisé (2007) que le pétrole. Cette particularité rend cette région moins intéressante, à moins que des découvertes futures fassent pencher la balance en faveur des liquides.

Rythme d'exploitation

Le Polar Star de l'USCG, avec sa proue surélevée caractéristique des brise-glace

L'ensemble des points ci-dessus contribue à des coûts supplémentaires importants, rendant le pétrole arctique plus cher que les autres ; il paraît donc probable qu'il sera exploité plus lentement, et à condition que le cours du baril ne descende pas en dessous d'une certaine valeur. La première phase de développement de Shtokman a été estimée à 30 GUSD, pour des réserves de 3,7 Tm³. Wood Mackenzie estime que le pic de production pourrait être de 3Mbep/j pour les liquides, et 5 Mbep/j pour le gaz dans une vingtaine d'années. Alors que la Russie détient l'essentiel des réserves, elle ne dispose pas de l'équipement (les plateformes de forage sur Shtokman sont norvégiennes) et de la technologie nécessaires pour affronter les difficultés spécifiques à cette région.

Géologie

Cette partie de la planète ayant été explorée très partiellement (au sens de la recherche pétrolière moderne), les réserves qui lui sont attribuées ne peuvent être que des estimations, dans lesquelles la simple règle de trois joue un grand rôle.

• Wood Mackenzie estime que les réserves arctiques représentent seulement 29 % des réserves non découvertes de gaz, et 10 % des liquides, au total 166 Gbep : les réserves déjà connues sont estimées à 233 Gbep
• l'USGS est plus optimiste avec 25 % des réserves non découvertes
• le ministère russe des ressources naturelles estime que la seule part russe de ces réserves serait de 586 Gbep

Quoi qu'il en soit, les différents observateurs s'accordent pour constater que l'essentiel de ces réserves (69 %) appartient à la Russie.

L'USGS a entrepris un programme pluriannuel de recherche sur les ressources pétrolières de l'Arctique intitulé Circum-Arctic Resource Appraisal (CARA). Dans une publication datant de juillet 2008, l'USGS estime les réserves non découvertes à 90 milliards de barils pour le pétrole, 1,669 billions de barils pour le gaz naturel et 44 milliards de gaz naturel liquide. 84% de ces réserves non découvertes se trouveraient en mer.