Le pétrole brut est transporté par oléoduc, pétrolier, train et camion. Une même cargaison emprunte souvent plusieurs de ces modes de transport avant d'atteindre une raffinerie. Le mode de transport d'un baril donné dépend de l'itinéraire, de la régularité du débit et de la capacité du terminal de réception. Les oléoducs assurent le transport terrestre lorsqu'un corridor existe. Les pétroliers transportent la quasi-totalité du pétrole brut traversant les océans. Le transport ferroviaire et routier comble les lacunes aux extrémités de l'océan. Le terme « pétrole brut » désigne ici le flux non raffiné entre la tête de puits et la raffinerie. Les produits raffinés, tels que l'essence et le gazole, sont transportés par d'autres navires et soumis à d'autres réglementations.
La chaîne d'approvisionnement du pétrole brut, du puits à la raffinerie
La chaîne d'approvisionnement du pétrole brut, du puits à la raffinerie, se divise en trois étapes, dont le nombre de transferts dépend de la distance entre le bassin et la côte. Ces étapes sont la collecte, le transport longue distance et la livraison. Les conduites de collecte regroupent la production des différents puits dans une centrale. Le transport longue distance achemine le flux ainsi constitué vers une raffinerie, généralement située en périphérie. La livraison correspond au dernier acheminement jusqu'à l'usine.
Le pétrole brut n'arrive pas sur un pipeline longue distance tel quel, à sa sortie du puits. Le fluide produit se présente sous forme d'un mélange de pétrole, de gaz, d'eau et de sédiments. La séparation et la stabilisation sont les premières étapes, permettant de réduire la pression de vapeur suffisamment pour que le flux puisse circuler et être stocké en toute sécurité dans un réservoir. Le comptage détermine ensuite la quantité et la qualité à chaque transfert de responsabilité, moment où celle-ci passe d'une partie à l'autre. Chaque étape ultérieure du transport hérite de ces données.
D'après le guide de recherche sur le pétrole et le gaz de la Bibliothèque du Congrès, la majeure partie du pétrole brut transite par un pipeline, même lorsque le transport maritime est le mode principal. Un baril chargé sur un très grand transporteur de pétrole brut dans le golfe Persique atteindra le terminal d'exportation par un pipeline et quittera le port de déchargement par un autre.
Le transport maritime domine les échanges en termes de volume. Selon le centre Understand Energy Hub de Stanford, s'appuyant sur les chiffres de l'EIA, environ 481 TP3T de pétrole brut produit en 2023 ont été exportés, dont 961 TP3T ont transité par voie maritime.
Le stockage est présent à chaque étape de la chaîne. Les parcs de stockage absorbent les écarts entre les cadences de production, les lots acheminés par pipeline, les arrivées des navires, la qualité du pétrole brut et la capacité de traitement journalière d'une raffinerie.
Là où le cadre du “ mode le moins cher ” se heurte à ses limites
Le choix du mode de transport du pétrole brut repose rarement sur le coût le plus bas par baril-kilomètre, car la géographie et les infrastructures existantes limitent la plupart des options avant même que le coût ne devienne un facteur déterminant. Les classements qui classent les transports par pipeline, navire, train et camion par ordre de coût correspondent à des moyennes à l'échelle de la flotte. Un seul baril ne peut généralement être transporté que par un ou deux itinéraires possibles, et le classement ne fournit alors aucune information utile quant au choix du mode de transport optimal.
La présence d'eau sur le tracé n'exclut pas à elle seule la construction d'un pipeline. Des conduites sous-marines relient les gisements offshore à la côte et traversent de courtes distances maritimes où le débit est élevé et les volumes font l'objet de contrats à long terme. En revanche, aucun pipeline ne couvre l'intégralité d'une route maritime commerciale. C'est pourquoi la quasi-totalité du pétrole brut exporté est transportée par bateau.
La comparaison en matière de sécurité aboutit au même résultat. Les taux d'incidents ferroviaires et de pipelines sont généralement mesurés par unité de volume transporté, ce qui permet de répondre à la question de la fréquence. La quantité de pétrole qui s'échappe lors d'un déversement, à un endroit précis, est une question différente. Un même bilan peut donner lieu à des titres différents selon la question posée. La qualité du pétrole brut, l'ancienneté de la ligne, les spécifications des wagons-citernes et la composition du voisinage sont autant d'éléments qui influencent la réponse.
Ces deux problèmes reposent sur une même hypothèse : qu'un canon se déplace selon un seul mode.
Le transport multimodal est la norme. Camion jusqu'à la ligne de collecte, ligne jusqu'au terminal, terminal jusqu'au camion-citerne, camion-citerne jusqu'à une deuxième ligne. Quatre étapes avant le raffinage, et chacune d'elles nécessite une ingénierie.
Lorsqu'une conduite de collecte traverse à froid un pétrole brut cireux, le débit chute avant même qu'une pompe ne présente un défaut. L'opérateur interprète cela comme un gradient de pression bien avant que quiconque ne soupçonne un problème d'équipement.
Comment le pétrole brut est transporté par voie terrestre : oléoducs, voies ferrées et camions
Par voie terrestre, le pétrole brut est transporté par oléoduc là où le débit est régulier et où un corridor existe déjà, tandis que le transport ferroviaire et routier prend le relais lorsque le volume est irrégulier ou que les derniers kilomètres ne sont pas desservis.
Les pipelines offrent un coût d'exploitation très faible, contre des coûts fixes très élevés. Une fois le corridor acquis et le pipeline en service, chaque baril supplémentaire coûte peu cher et le débit peut être maintenu pendant des décennies. Le hic, c'est que la conception, et non l'exploitation, fixe la limite. Le diamètre et la pression de conception sont déterminés dès la construction. Les exploitants peuvent augmenter le débit grâce à la modernisation des stations de pompage, l'ajout d'agents réducteurs de frottement, le chauffage ou la création d'une boucle parallèle. Mais rien de tout cela ne permet d'allonger un pipeline aussi vite que le bassin versant s'étend.
Le transport ferroviaire constitue une solution à ce problème. Les wagons-citernes ne nécessitent aucun engagement de corridor, la capacité augmente par l'ajout de wagons, et un train peut desservir un bassin enclavé non desservi par une ligne ferroviaire. Le coût par baril est plus élevé. Le transport ferroviaire comporte également un coût inhérent que les tableaux comparatifs omettent : il requiert des terminaux de chargement et de déchargement aux deux extrémités, ce qui implique deux opérations de transfert supplémentaires.
Les camions assurent le transport du premier et du dernier kilomètre. Un camion atteint une tête de puits sans raccordement à la collecte, puis un terminal non desservi par une ligne, transportant ainsi le plus petit lot possible, ce qui représente une manutention maximale par baril, quel que soit le mode de transport. Trajets courts, interventions humaines fréquentes, absence d'infrastructures. Cette solution est coûteuse. C'est aussi la seule qui fonctionne avant même que toute infrastructure ne soit construite.
Comment le pétrole brut est transporté par voie maritime : pétroliers, points de passage obligés et systèmes de chargement
Le transport maritime de pétrole brut s'effectue sur des pétroliers dimensionnés en fonction de l'itinéraire plutôt que de la cargaison, car la largeur des canaux, la profondeur des terminaux et les limites des points de passage restreints limitent la taille du navire avant même que la taille des cargaisons ne le fasse.
Les appellations des classes de pétroliers proviennent de deux sources différentes, et les confondre est une erreur fréquente. Panamax, Neopanamax et Suezmax font référence aux limites de navigation. Un Suezmax est le plus grand navire pouvant franchir le canal de Suez à pleine charge, et les deux classes Panama correspondent aux générations successives d'écluses. Ce n'est pas le cas pour l'Aframax. Son nom provient de l'échelle d'évaluation des taux de fret moyens (Average Freight Rate Assessment), un système de tarification des pétroliers mis en place par Royal Dutch Shell et géré par le London Tanker Brokers' Panel. L'Agence américaine d'information sur l'énergie (EIA) situe cette classe entre 80 000 et 120 000 tonnes de port en lourd. comment le tonnage de poids mort est calculé Le système détermine la catégorie à laquelle appartient une coque. Les VLCC et ULCC sont des catégories définies par leur capacité de transport, apparues avec l'essor du commerce du pétrole brut. Le centre de ressources énergétiques Understand Energy Hub de Stanford indique que les VLCC et les ULCC sont généralement trop grands pour traverser le canal de Panama à pleine charge, une limite imposée par les écluses.
Les points de passage stratégiques concentrent les risques. Le détroit d'Ormuz et le détroit de Malacca en sont deux exemples. les détroits les plus importants du monde. Chacune de ces voies transporte une part de pétrole brut acheminé par voie maritime qu'aucune autre n'absorbe à moindre coût. C'est également le cas du canal de Suez, du détroit de Bab el-Mandeb, des détroits turcs et du canal de Panama. Cette contrainte n'est pas nécessairement d'ordre politique. La sécheresse du lac Gatún a contraint le canal de Panama à réduire drastiquement son trafic en 2023.
Un pétrolier gère l'espace de vapeur avec autant de soin qu'une cargaison liquide. Deux exigences de l'OMI façonnent la coque moderne.
L'Annexe I de la Convention MARPOL, Règlement 19, régit l'emplacement des citernes à cargaison à l'intérieur de la coque. Elle s'applique aux pétroliers de 600 tonnes de port en lourd et plus, livrés à compter du 6 juillet 1996. À partir de 5 000 tonnes de port en lourd, les ballasts latéraux et les doubles fonds doivent protéger toute la longueur des citernes à cargaison à des distances minimales définies. Les pétroliers plus petits, de 600 à 5 000 tonnes de port en lourd, peuvent se conformer à ces règles ou aux alternatives prévues par le Règlement 19.6. Ces alternatives fixent une profondeur minimale pour le double fond et limitent la taille de chaque citerne à cargaison, sauf si des ballasts latéraux sont installés.
La règle II-2/4.5.5 de la convention SOLAS a été modifiée avec effet au 1er janvier 2016. Elle impose l'utilisation d'un système fixe de gaz inerte pour contrôler l'atmosphère des citernes à cargaison. Cette règle s'applique aux pétroliers d'une capacité de 8 000 tonnes de port en lourd et plus, construits à partir de cette date, lorsqu'ils transportent les cargaisons définies dans les règles II-2/1.6.1 ou 1.6.2 de la convention SOLAS. Il s'agit de pétrole brut et de produits pétroliers dont le point d'éclair ne dépasse pas 60 °C, ainsi que d'autres produits présentant un risque d'incendie similaire. L'ancien seuil était de 20 000 tonnes de port en lourd.
Transbordement et allègement de navire à navire
Le transbordement de navire à navire permet de transférer du pétrole brut entre deux pétroliers en mer ou au mouillage lorsqu'un port de réception ne peut pas accueillir le tirant d'eau du navire chargé, et il s'effectue selon un plan approuvé plutôt que selon les pratiques locales.
L’Annexe I, Chapitre 8 de la Convention MARPOL est entrée en vigueur le 1er janvier 2011, suite à son adoption par la résolution MEPC.186(59). Elle concerne les pétroliers d’une jauge brute de 150 tonneaux et plus, et ses règles s’appliquent aux opérations de transbordement de navire à navire (STS) effectuées à compter du 1er avril 2012. Ces pétroliers disposent à bord d’un plan d’opérations STS approuvé. Ils conservent les registres d’opérations pendant trois ans et informent l’État côtier au moins 48 heures avant toute intervention dans sa mer territoriale ou sa zone économique exclusive. Le Chapitre 8 ne couvre pas les transbordements liés aux plateformes fixes ou flottantes, aux FPSO ou aux FSU, ni le soutage. Dans ce cadre, le plan et les guides sectoriels qui le sous-tendent définissent les règles applicables. en quoi consiste un transbordement de navire à navire en matière d'équipement, de personnel et de séquence d'approche.
Deux coques de franc-bord, de masse et de période de roulis différents s'accostent sans aucun élément solide entre elles. Des défenses pneumatiques flottantes, connues dans le secteur sous le nom de défenses Yokohama, absorbent l'énergie de fermeture et maintiennent l'écart pendant le transbordement. La norme ISO 17357-1:2014 définit les matériaux, les performances, les dimensions et les procédures d'essai des défenses pneumatiques flottantes en caoutchouc haute pression utilisées pour l'amarrage navire-navire et navire-poste à quai. Les flexibles de cargaison sont soumis à leur propre spécification : la norme EN 1765 couvre les ensembles de flexibles en caoutchouc pour l'aspiration et le refoulement d'hydrocarbures.
La norme ne sélectionne pas le garde-boue. Dimensions des garde-boues Yokohama L'opération est vérifiée par rapport au plan d'opérations STS approuvé et aux directives actuelles de l'OCIMF et du PIANC. Les données prises en compte sont le déplacement et le chargement des deux navires, les conditions d'approche, les limites de pression de la coque, la disposition et l'espacement des défenses, ainsi que la fenêtre environnementale d'exploitation.
En cas de houle de travers, le câble de défense et son système de retenue supportent la charge bien avant le tuyau de chargement.
Qu'est-ce qui détermine le mode : les variables par ordre de priorité ?
Deux variables déterminent le mode de transport de la plupart des cargaisons de pétrole brut : la présence d’infrastructures fixes sur le trajet et la régularité du débit, qui permet de le rentabiliser.
Le franchissement de la route maritime est primordial, car il s'agit d'une contrainte essentielle et non d'un coût. Les pipelines sous-marins relient les gisements offshore à la côte et traversent de courtes distances en mer où le débit est élevé et les volumes contractuels pluriannuels. Aucun pipeline ne couvre l'intégralité d'une route maritime commerciale. C'est pourquoi, presque partout, le pétrole brut exporté est acheminé par bateau jusqu'à son acheteur.
La continuité des flux est primordiale. Elle détermine la rentabilité des infrastructures fixes, et cette décision influence tous les choix ultérieurs. Un bassin desservi par voie ferrée possède des terminaux. Un bassin desservi par pipeline possède des stations de pompage. Ces deux modes de desserte engendrent des coûts différents sur l'ensemble de la chaîne en aval, y compris sur le mode d'acheminement du pétrole brut depuis la côte.
Ce n'est qu'une fois ces deux éléments réglés que la qualité du pétrole brut, le tirant d'eau au terminal, les permis et l'acquisition des terrains, le cadre réglementaire, le calendrier de livraison et le coût par baril-mille déterminent les autres aspects à prendre en compte. Classer le coût en premier répond à une question dont la solution est généralement déjà trouvée pour le trajet.
Là où un corridor terrestre existe déjà et où le débit est constant, un pipeline transporte le pétrole brut à un coût unitaire inférieur à celui de n'importe quel navire. Aucun équipement maritime ne modifie ce calcul. Les barges et les pétroliers côtiers restent compétitifs là où la navigation et les terminaux existants raccourcissent le trajet, ou là où le volume ne justifie jamais la construction d'un nouveau pipeline.
| Mode | Rôle dans la chaîne | Ce qui le rend économique | Contrainte principale | État optimal |
|---|---|---|---|---|
| Pipeline | Collecte et transport terrestre longue distance | Coût par baril très faible une fois en production | Le diamètre et la pression de conception sont fixés lors de la construction. | Flux constant sur un corridor terrestre existant |
| Pétrolier / barge | Océan et jambes côtières | Le coût diminue à mesure que la taille du navire et la distance augmentent. | limites de tirant d'eau, de canal et de point de passage étroit | Tout itinéraire qu'aucune ligne fixe ne peut couvrir |
| Rail | Capacité des ponts ; bassins enclavés | La capacité augmente en ajoutant des voitures | Des terminaux sont nécessaires aux deux extrémités. | Capacité insuffisante du pipeline ou corridor non construit |
| Camion | Premier et dernier mille | Atteint des sites que rien d'autre n'atteint. | Plus petit colis, manutention maximale par baril | Aucun pipeline ni voie ferrée à aucune des extrémités |
Les classements de coûts sont des moyennes à l'échelle de la flotte. Sur un itinéraire donné, la géographie et les infrastructures existantes éliminent généralement deux de ces quatre facteurs avant toute comparaison de coûts. Les pipelines sous-marins constituent l'exception à cette distinction nette entre transport terrestre et maritime. Ils desservent les champs offshore et les courtes distances, et non le commerce maritime.
Comment lire un tableau comparatif du transport de pétrole brut
Deux risques faussent la plupart des comparaisons de transport de pétrole brut : considérer les quatre modes comme interchangeables alors que l’itinéraire en a déjà supprimé deux, et considérer les transferts entre les étapes comme mineurs.
La première étape consiste en une vérification simple : tracer le parcours avant de classer quoi que ce soit, et ne classer que ce qui a survécu.
La seconde opération est plus complexe. Chaque transfert implique de nouveaux équipements de chargement, des tuyaux ou des bras, des dispositifs d'amarrage, des procédures de transfert de responsabilité et du personnel dédié. Il est essentiel de vérifier chaque interface par rapport au plan et aux normes en vigueur, plutôt que de l'intégrer au processus global.
Pour comprendre comment le pétrole brut est transporté pour un baril donné, il faut d'abord s'intéresser à l'itinéraire. Le mode de transport en découle. Le pétrole brut circule le long d'une chaîne, et non par une seule méthode. La géographie et les infrastructures existantes priment sur le coût. Et les interfaces entre les différentes étapes méritent autant d'attention que celle généralement portée aux navires.
L'efficacité d'une interface de transfert dépend de l'état de la mer, de la différence de franc-bord et du rapport de taille entre les deux coques. Ces informations ne figurent pas sur la fiche technique de l'équipement. Lorsque nous spécifions des défenses flottantes pour une opération de transbordement, nous demandons les caractéristiques des deux navires et le dispositif de transfert approuvé avant de proposer une taille. Nous vérifions le résultat par rapport aux recommandations actuelles de l'OCIMF et de la PIANC avant qu'une défense ne quitte l'eau. usine d'équipements maritimes de Chine Voilà.
Le transbordement de navire à navire et le dimensionnement des défenses font chacun l'objet d'une étude distincte, et les textes de référence méritent d'être lus directement.
FAQ
Certains pétroles bruts doivent être chauffés pendant le transport, et leur point d'écoulement détermine lesquels. Le mode de transport a peu d'influence. En dessous de son point d'écoulement, un pétrole brut ne s'écoule pas spontanément, et un pétrole paraffinique commence à déposer de la paraffine sur la paroi de la conduite bien avant d'atteindre cette température. Les opérateurs y remédient par le chauffage des conduites, l'isolation, l'ajout d'agents abaissant le point d'écoulement ou d'un diluant plus léger. Les pétroliers transportant ces pétroles bruts sont équipés de serpentins de chauffage pour que la cargaison reste pompable au port de déchargement. Les pétroles bruts légers et à faible teneur en paraffine n'en nécessitent aucun.
Les gisements offshore sans oléoduc d'exportation acheminent le pétrole brut vers des pétroliers via un système de chargement flottant. Les systèmes les plus courants sont une unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO), une unité flottante de stockage et de déchargement (FSUO) située à proximité d'une plateforme fixe, ou un mouillage en un seul point. Le pétrolier charge au mouillage ou en tandem à l'arrière, sa position étant libre de varier en fonction du vent et des courants. L'état de la mer détermine la plage de production bien plus que la distance. Lorsque cette plage se réduit, la capacité de stockage de l'installation limite la production.
Un oléoduc ne peut transporter simultanément différents types de pétrole brut. Chaque type est acheminé par lots distincts sur la même conduite, et les opérateurs organisent ces lots de manière à minimiser la dégradation mutuelle entre les types adjacents. Le volume mélangé à chaque interface est séparé et retraité. Ce traitement par lots explique en partie pourquoi le temps de transit d'un baril est déterminé par l'horaire et non par la vitesse d'écoulement.
Le GNL et le pétrole brut partagent le même concept de méthanier, et guère plus. Le GNL voyage à l'état liquide cryogénique dans des systèmes de confinement isolés à bord de méthaniers spécialement conçus à cet effet, puis se regazéifie au terminal de réception. Le pétrole brut est chargé et déchargé à l'état liquide à température ambiante grâce à des pompes de chargement. Ces deux marchandises sont soumises à des codes de cargaison différents et nécessitent des terminaux distincts. Un méthanier ne peut pas transporter de GNL, et un méthanier ne peut pas transporter de pétrole brut.
Il n'existe pas de délai de transit standard pour le pétrole brut. Le temps total dépend du trajet le plus long et du nombre de transferts de propriété ; la distance est un facteur moins déterminant. Une estimation réaliste doit prendre en compte le temps de transport par pipeline ou par bateau, le stockage dans les parcs de stockage, la validation et les analyses de qualité, la disponibilité des postes d'amarrage et les étapes de transfert de propriété elles-mêmes. L'attente peut représenter une part plus importante du temps total que le transport lui-même.
