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Pétrole brut et produits pétroliers L'industrie pétrolière canadienne regroupe des centaines d'entreprises œuvrant dans différents aspects de l'extraction et de l'utilisation du pétrole. Ces aspects comprennent la prospection et la mise en valeur des ressources de pétrole brut, la production de ce dernier, le transport par oléoduc ou pétrolier, le raffinage, la distribution et la commercialisation. Les activités de l'industrie sont classées en deux secteurs - le secteur « en amont » de la prospection et de la production, et le secteur « en aval » du raffinage et de la commercialisation. Ressources et capacité De ces bassins, le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (qui se trouve en Alberta, en Saskatchewan et dans une partie des Territoires du Nord-Ouest) est la principale source de production de pétrole au Canada depuis 50 ans.
La densité ou gravité du pétrole brut est déterminée en fonction de la proportion de grosses molécules riches en carbone qui y sont présentes. La densité se mesure en kilogrammes par mètre cube ou en degrés sur l'échelle du American Petroleum Institute (API). Les types de pétrole brut suivants se trouvent ou sont produits au Canada :
Le tableau A, à la page suivante, fait état de la production canadienne de pétrole brut et d'équivalent en 1998.
Les réserves établies sont la portion des ressources découvertes que l'on estime pouvoir récupérer à l'aide de la technologie existante, dans les conditions économiques actuelles et prévues. Le pétrole « en place » - ou les réserves établies initiales - désigne les réserves reconnues de pétrole qui sont récupérables de façon rentable, soit les réserves établies avant la production. Les réserves établies « restantes » sont les réserves établies initiales moins la production cumulative. Le tableau B, à la page suivante, donne des estimés des réserves établies de pétrole brut et de bitume, en date du 31 décembre 1997. L'analyse de la distribution des gisements de pétrole en fonction de leur taille dans le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien, effectuée par l'Office national de l'énergie (ONÉ), démontre que la majeure partie des gros gisements ont déjà été trouvés, mais qu'il en reste de nombreux autres de moindre importance à découvrir. Bien que les données passées laissent croire que ces gisements de moindre importance aient un facteur de récupération inférieur, l'ONÉ présume que les percées technologiques permettront de maintenir des facteurs de récupération comparables à ceux des plus gros gisements anciens. Au cours des dix années antérieures à 1997, la production de pétrole brut a augmenté d'environ 7 p. 100 par année. Toutefois, en 1998 la production a diminué, principalement en raison des prix du pétrole brut à la baisse.
Les sables pétrolifères (ou « sables bitumineux ») sont un mélange composé principalement de bitume, de sable, d'eau et d'argile. Chaque grain de sable est entouré d'une mince pellicule d'eau qui contient également des particules excessivement petites d'argile et des traces d'autres substances. Le bitume, une forme de pétrole brut très lourd et rappelant l'asphalte, entoure le sable et l'eau. Il est difficile pour la plupart des raffineries de traiter le bitume. Il faut donc le transformer en un équivalent de pétrole brut léger ou le traiter dans des installations aptes à effectuer des conversions difficiles, conçues expressément pour le bitume ou le pétrole lourd classique. On estime que seulement une couche représentant environ 20 p. 100 de tout le sable pétrolifère se trouve à une profondeur de 80 m ou moins, rendant l'extraction en surface rentable. Le reste de la réserve se trouve à des profondeurs allant jusqu'à 760 m. L'extraction est réalisée soit par des méthodes de production sur place, qui utilisent la vapeur pour séparer le bitume des gisements souterrains de sables pétrolifères, soit par des puits de production forés à partir de puits de mine souterrains. Les sables pétrolifères du Canada s'étendent sur une superficie de 77 000 km2 de territoires nordiques albertains relativement éloignés, dans le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. Ils occupent quatre emplacements - Peace River au nord-ouest, Athabasca et Wabasca au nord-est et Cold Lake à l'est. On croit que les sables pétrolifères canadiens contiennent de 270 milliards à 397 milliards de m3 (1,7 à 2,5 billions de b) de bitume, dont environ 48 milliards de m3 (300 milliards de b) pourraient être récupérés au moyen des technologies et des procédés actuels. Ceci fait des sables canadiens l'un des gisements d'hydrocarbures les plus importants du monde, surpassant même les réserves connues de pétrole de l'Arabie saoudite. Si tout le bitume des sables pétrolifères du Canada pouvait être extrait, la demande mondiale de pétrole serait comblée pour les cent prochaines années. Aujourd'hui, les sables pétrolifères sont à la source de 26 p. 100 de la production canadienne totale de pétrole brut. Grâce aux programmes d'expansion touchant l'industrie dans son ensemble, annoncés ou en voie d'exécution, ce chiffre pourrait facilement atteindre les 50 p. 100, sinon plus, après 2005. Dans la région de l'Athabasca, dans le Nord de l'Alberta, le bitume est extrait des sables récupérés, puis traité à proximité pour en faire un pétrole brut léger, peu sulfureux, synthétique et de haute qualité. Le bitume produit par des procédés d'extraction sur place n'est pas actuellement traité à l'endroit où il est produit. Il est plutôt transporté par oléoduc vers les usines de traitement régionales, à Lloydminster et à Regina en Saskatchewan, ou vers les raffineries du Nord et du Mid-West des États-Unis. Comme le bitume est trop visqueux pour couler dans les oléoducs sans être dilué, le rythme de la mise en valeur dépend soit des installations de traitement à proximité des gisements de sables pétrolifères ou de la disponibilité d'une quantité adéquate de liquides de gaz naturel pour diluer le bitume et le rendre apte au transport par oléoduc. Les coûts élevés ont jusqu'à présent empêché l'élaboration de nouveaux projets d'extraction de sables pétrolifères, en dehors des exploitations de Syncrude et de Suncor. Les percées technologiques continues et les stimulants fiscaux ont toutefois sensiblement réduit les coûts, ce qui a permis à de nouvelles entreprises d'annoncer leurs intentions de mettre sur pied leurs propres projets de sables pétrolifères. Les dépenses prévues de l'industrie pour l'élaboration de nouvelles exploitations minières des sables pétrolifères d'ici 2007 s'élèvent à 24 milliards de dollars. Cet investissement permettrait de tripler la production, l'amenant à 270 000 m3/j (1,7 million de b/j). La mise en valeur dans le secteur est toutefois
très sensible aux fluctuations des prix mondiaux du pétrole.
Si les prix chutent considérablement, elle ne pourra être
menée comme prévu.
Ressources extracôtières La production extracôtière de pétrole a commencé en 1992, au large de Cohasset, en Nouvelle-Écosse. Bien que de taille modeste, ce projet a démontré que la production de pétrole sur la côte Est du Canada était possible. Puis, en novembre 1997, la production a commencé au champ pétrolifère Hibernia, à 315 km de la côte de Terre-Neuve. La plate-forme Hibernia a une capacité nominale de 24 000 m3/j (150 kb/j). Le premier puits a établi un record canadien de 9 000 m3/j (56 kb/j). Jusqu'en juin 1999, environ 13 millions de m3 (85 millions de barils) de pétrole ont été produits au large des côtes canadiennes. L'infrastructure construite pour le projet Hibernia devrait réduire les coûts totaux d'élaboration d'autres projets extracôtiers. La capacité de production extracôtière sera bientôt augmentée. Hibernia prévoit passer à 29 000 m3/j (180 kb/j). La mise sur pied de Terra Nova, à 50 km au sud-est de Hibernia, est en cours. L'exploitation devrait commencer en décembre 2000, avec une capacité nominale de 18 000 m3/j (110 kb/j). La production estimée de Terra Nova pour les 15 prochaines années est d'environ 59 millions de m3 (370 millions de barils) de pétrole. Des puits de délimitation creusés en 1999 à Hebron et à Whiterose (également au large de Terre-Neuve) ont touché des gisements. De plus, la vente récente de terrains a donné lieu à des engagements de dépenses et de travaux importants, qui assureront la continuité de la prospection des grands gisements non découverts au large de la côte est canadienne. Production La production totale de pétrole brut au Canada a atteint 341 700 m3/j, soit environ 2 150 kb/j en 1998. La majeure partie provenait du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien, dont 75 p. 100 de l'Alberta. Le pétrole classique léger représente toujours la plus grande partie de la production canadienne. Bien que sa part ait baissé au cours de la dernière décennie, cette baisse a été compensée par l'augmentation de la production de pétrole brut classique lourd, de bitume et de pétrole brut synthétique. Transport Le système d'oléoducs le plus important au Canada, Enbridge Pipelines Inc. (anciennement Interprovincial Pipe Line), comprend trois grands tronçons couvrant environ 3 700 km d'Edmonton à Montréal, comme le montre la figure 3.2, à la page suivante. Il transporte environ 270 000 m3/j (1 700 kb/j) de pétrole brut. Le tronçon de l'Ouest canadien se dirige vers le sud-est par Regina pour traverser la frontière américaine dans le sud du Manitoba. Le partenaire américain d'Enbridge, Lakehead Pipeline, dessert la région américaine des Grands Lacs par des tracés passant au sud et au nord du lac Michigan avant de se rejoindre à Sarnia, en Ontario. Le tronçon Sarnia-Montréal, connu sous le nom de ligne 9, a une capacité de 38 000 m3/j (240 kb/j). Il a été construit dans les années 1970 pour transporter de façon plus sécuritaire le pétrole brut de l'Ouest canadien vers les raffineries de la région de Montréal. Après la fin des années 1980, le débit de la ligne 9 a chuté en raison des conditions du marché qui rendaient l'importation de pétrole brut plus économique pour les raffineries de l'Est du pays que l'achat et le transport du pétrole brut de l'Ouest canadien. Le 18 décembre 1997, l'Office national de l'énergie a approuvé la demande soumise par Interprovincial Pipe Line (aujourd'hui Enbridge Pipelines Inc.) d'inverser la direction du débit de pétrole brut dans la ligne 9.
La TransMountain Pipe Line Company Ltd. part d'Edmonton et achemine environ 41 000 m3/j (260 kb/j) de pétrole brut et de produits semi-raffinés et raffinés vers la région de Vancouver, à 1 250 km à l'ouest. Un oléoduc secondaire part de Sumas, à la frontière américaine, et traverse 112 km vers le sud, vers les raffineries du nord-ouest de l'état de Washington. L'Express Pipeline, d'une longueur de 1 266 km, achemine environ 27 000 m3/j (172 kb/j) de pétrole brut de l'Ouest canadien de Hardisty, en Alberta, à Casper, au Wyoming. L'oléoduc rejoint ensuite le Platte Pipeline, qui se rend à Wood River, en Illinois. Transformation La demande canadienne de produits pétroliers raffinés a atteint un sommet d'environ 300 000 m3/j (1 886 kb/j) à la fin des années 1970, après une période de croissance forte et soutenue. La demande a chuté à environ 230 000 m3/j (1 446 kb/j) au début des années 1990, mais elle connaît une croissance graduelle depuis 1993. La demande moyenne en 1998 était de 253 000 m3/j (1 590 kb/j). Par suite du recul de la demande de produits raffinés, la capacité de raffinage totale du Canada est passée de 370 000 m3/j (2 405 kb/j) en 1979 à 295 000 m3/j (1 855 kb/j) en 1998. Cette diminution de la capacité est liée à la fermeture ou à la réduction des effectifs de 18 raffineries et à la modernisation de deux autres. Aujourd'hui, le Canada compte 19 raffineries. Depuis le milieu des années 1970, les raffineries canadiennes ont perfectionné leur matériel de transformation afin d'accroître leur production de produits légers tels l'essence, le diesel et les carburéacteurs. Ce procédé a réduit les coûts et amélioré l'efficacité, rendant par le fait même les raffineries restantes d'autant plus concurrentielles. Les prévisions tendent vers une hausse graduelle de la demande de produits raffinés au cours des prochaines décennies. Toutefois, l'industrie canadienne du raffinage continuera de subir des pressions de sources diverses. Pour ce qui est de la demande, les raffineries devront continuer à répondre aux exigences en matière de formulation des produits (p. ex., l'essence peu sulfureuse), en plus de tenir compte des questions environnementales dans un contexte de concurrence croissante avec les raffineries américaines plus importantes. Élément encore plus crucial, les raffineries canadiennes conçues pour transformer le brut léger classique seront confrontées à la baisse de la production de l'Ouest canadien. Avec cette baisse, le Canada devra se tourner d'avantage vers le pétrole importé, et peut-être même vers les produits pétroliers raffinés en provenance des États-Unis. Les faibles taux de rendement du secteur en aval ont forcé les principales entreprises de l'industrie à rationaliser leurs activités, afin de réduire les frais généraux et d'augmenter les profits. Les plans de restructuration visent une augmentation de la part de marché et une réduction des pertes. Toutes les principales entreprises pétrolières ont entamé des plans de rationalisation qui comprennent la fermeture des points de vente et des raffineries peu efficaces. En bout de ligne, la rationalisation du secteur en aval au pays devrait permettre une exploitation plus efficace, améliorant la compétitivité des raffineries canadiennes sur le marché. En réalisant leur plans de rationalisation, les raffineries tiennent également compte des changements exigés par les considérations environnementales. La production d'essence reformulée et de carburants diesel peu sulfureux nécessite d'importantes modifications dans les procédés de raffinage. Dans certains cas, les entreprises opteront pour la fermeture de leurs anciennes et petites raffineries plutôt que pour leur modernisation en vue des nouvelles formulations de produits prévues. Le nombre de points de vente au Canada n'a cessé de diminuer, d'un maximum de 19 532 en 1990 à 13 806 en 1998, soit une baisse totale de 30 p. 100. Au cours de la même période, les raffineurs principaux et régionaux ont réduit leurs points de vente de 51 p. 100 et de 30 p. 100 respectivement, alors que les entrepreneurs indépendants ont fait grimper le nombre de leurs stations-service de 2 p. 100. Consommation et commerce La production canadienne de pétrole brut et d'équivalent se chiffrait en moyenne à 341 700 m3/j (2 150 kb/j) en 1998, alors que la demande intérieure de produits pétroliers raffinés était en moyenne de 264 100 m3/j (1 662 kb/j). En 1998, 38 p. 100 de la production canadienne de pétrole brut servait à la consommation intérieure. Les autres 62 p. 100 étaient exportés vers les États-Unis, surtout vers les raffineurs du Midwest et de la région des Grands Lacs. Cette même année, la valeur des exportations canadiennes de pétrole brut était de 8,8 milliards de dollars. Le transport du pétrole brut par pétrolier est moins cher que celui par pipeline. C'est pourquoi le Québec et le Canada atlantique dépendent presque exclusivement des importations. Toutefois, en 1998, les exportations de pétrole brut dépassaient les importations de plus de 90 000 m3/j (566 kb/j), donnant un surplus commercial excédant les 2,4 milliards de dollars. Lorsque Enbridge inversera la direction du pétrole brut sur la ligne 9, l'Ontario consommera fort probablement plus de pétrole importé. Le commerce bilatéral avec les États-Unis est avantageux car la capacité canadienne de raffinage du brut lourd est limitée. Récemment, la production intérieure de brut léger est tombée en deçà des exigences intérieures. Cette disparité entre la qualité du brut produit et celle exigée a été résolue en exportant le brut lourd excédentaire et en important du brut léger afin de contrer la pénurie intérieure. L'origine des importations canadiennes de pétrole brut a considérablement changé depuis le milieu des années 1970, lorsque 90 p. 100 des importations provenaient de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP). Aujourd'hui, la principale source est la mer du Nord. Prix Depuis 1985, les prix du pétrole brut au Canada, perçus par les producteurs et le commerçants pour leurs produits et services, sont déréglementés. Toutefois, les coûts du transport par pipeline demeurent réglementés. Les prix sont fixés au baril, l'unité de mesure commune qui équivaut à environ 159 m3 de brut. Puisque le pétrole brut se négocie sur le marché international, son prix est déterminé par l'offre et la demande mondiales, parfois volatiles. Il existe plusieurs prix mondiaux de référence, établis selon le type et la qualité des pétroles bruts. Le principal marché qui influence les prix du pétrole brut de l'Ouest canadien est celui de la région de Chicago, où le pétrole brut canadien est en concurrence directe avec celui des États-Unis et d'autres pays. Le prix du pétrole brut de l'Ouest canadien est généralement établi en fonction du prix de référence du pétrole West Texas Intermediate (WTI) à Cushing, en Oklahoma, compte tenu des coûts de transport et des taux de change. Le prix du pétrole brut importé au Canada est établi en fonction du prix de référence du pétrole brut de North Sea Brent. Les prix des produits pétroliers sont déterminés en additionnant au prix du brut canadien les coûts de raffinage et de transport, en plus des taxes qui s'appliquent. En bout de ligne, le marché et la concurrence dictent le prix des produits pétroliers. Les pétrolières et les distributeurs établissent le prix de leurs produits pétroliers en fonction des forces du marché. L'Île-du-Prince-Édouard et le Québec font exception, car certains aspects de l'établissement des prix des produits pétroliers y sont réglementés. Le taux d'imposition est l'un des principaux facteurs déterminant les variations régionales des prix des produits pétroliers. Par exemple, à la fin de 1998, les impôts provinciaux sur l'essence régulière sans plomb allaient de 20,5 cents par litre à St. John's (Terre-Neuve) à 6,2 cents par litre à Whitehorse (Yukon). Perspectives
Nouvelles technologies d'approvisionnement Les technologies de prospection et de mise en valeur du pétrole brut sont en constante évolution. La technologie de prospection améliorée, par exemple l'imagerie sismique en trois ou quatre dimensions, vise à trouver les gisements de pétrole de façon plus économique. La plupart des technologies de production émergentes visent à récupérer un plus grand pourcentage de pétrole d'un gisement, étirant ainsi souvent la durée d'exploitation de ce dernier. Les percées dans la technologie du forage, par exemple le forage horizontal, le forage à portée étendue, les complétions multilatérales, le forage à serpentin, et le forage en diamètre réduit, améliorent la rentabilité et la capacité d'extraction du pétrole. Plusieurs nouvelles technologies de production, telles que l'injection de vapeur et l'inondation miscible au dioxyde de carbone (CO2), se fondent sur l'injection d'une substance dans un gisement afin d'accroître la quantité de pétrole récupérable. Les percées technologiques nécessaires aux installations sous-marines et aux unités de production flottantes repoussent les frontières de la production. Elles améliorent l'aspect financier de cette dernière et rendent possible l'exploitation des champs en grande profondeur |
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