Gaz naturel au Canada

Le gaz naturel est l’une des sources d’énergie les plus en croissance au Canada. Considéré par plusieurs comme ayant révolutionné l’industrie de l’énergie, il est plus propre, abordable et polyvalent que les autres combustibles. Il peut générer de l’énergie et de la chaleur et sa composition peut être modifiée pour produire une grande variété de produits chimiques de base. Le gaz naturel brûle plus proprement et efficacement que les autres combustibles fossiles, libérant beaucoup moins de polluants nocifs dans l’atmosphère. Il n’a pas de couleur, d’odeur ou de forme et est plus léger que l’air. Il contient un mélange de gaz d’hydrocarbures, des composés organiques formés de molécules d’hydrogène et de carbone.

Les principaux consommateurs de gaz naturel sont les secteurs industriel (54,1 %), résidentiel (26,6 %) et commercial (19,3 %). Le Canada est le cinquième plus important producteur de gaz naturel au monde, après les États-Unis, la Russie, l’Iran et le Qatar. Actuellement, toutes les exportations canadiennes de gaz naturel sont envoyées aux États-Unis grâce à un réseau de pipelines, ce qui fait du Canada la plus grande source d’importation pour son voisin du sud. En 2016, le pays a produit 152 milliards de mètres cubes de gaz naturel. À la fin de l’année, les réserves connues du combustible, au Canada, étaient de 76,7 billions de pieds cubes. On estime que la consommation mondiale de gaz naturel doublera d’ici 2035.



Qu’est-ce que le gaz naturel?

Le gaz naturel est le combustible fossile primaire (donc non transformé) le plus propre. C’est un hydrocarbure composé d’hydrogène, de carbone et d’impuretés. Sa composition varie en fonction du type, de l’emplacement, de la géologie et de la profondeur du gisement duquel il est extrait. Le gaz naturel brut est principalement composé de méthane et contient des quantités décroissantes d’éthane, de propane, de butane, de pentane et d’hydrocarbures lourds (aussi nommés condensat). Il peut également contenir d’autres gaz que des hydrocarbures, comme le dioxyde de carbone, le sulfure d’hydrogène, l’azote, l’oxygène et des thiols (méthanethiol, éthanethiol, etc.). Enfin, il peut aussi renfermer de l’eau et des traces de gaz rares comme l’hélium et l’argon.

Le méthane représente généralement 65 à 95 % du volume obtenu. Un gaz naturel contenant plus de 95 % de méthane est appelé gaz pauvre et génère peu de liquides lorsqu’il atteint la surface. Au contraire, un gaz riche contient moins de 95 % de méthane et plus de 5 % d’hydrocarbures lourds. Le méthane est le composé hydrocarbure le plus léger et le plus simple des gaz naturels, étant composé du plus petit nombre d’atomes de carbone. Lorsqu’il est brûlé, il génère moins d’ énergie que les composés plus lourds, comme l’éthane et les gaz de pétrole liquéfiés (GPL).

Où trouve-t-on le gaz naturel au Canada?

La production de gaz naturel se concentre dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (BSOC) et a principalement lieu en Alberta et en Colombie-Britannique. En 2016, ces deux provinces ont représenté respectivement 67,1 % et 30 % de la production totale du Canada.

Production de gaz naturel par région en 2016

Région

Production de gaz naturel en 2016 (en millions de mètres cubes, à 101,325 kPa et à 15 °C)

Alberta

105 427

Colombie-Britannique

47 130

Saskatchewan

2 583

Large de la côte est

1 808

Est du Canada

176

Territoires du Nord-Ouest

55

Canada (total)

157 179

Gaz naturels classiques et non classiques


En raison de l’amenuisement des réserves classiques de gaz naturel au Canada, l’industrie de l’énergie se tourne davantage vers les réserves de gaz naturels « non classiques ». Les gaz naturels classiques et non classiques ont essentiellement une qualité et une composition similaires. Ce qui les distingue principalement est leur emplacement. Comme le remarque Vivek Chandra, cadre de l’industrie et auteur, les gaz classiques sont généralement difficiles à trouver, mais faciles à extraire, tandis que les gaz non classiques sont faciles à trouver et difficiles à extraire.

Les gaz naturels non classiques se trouvent dans des endroits auparavant inaccessibles, tels que les gisements de schistes et de charbon. Les progrès techniques en exploration et en forage depuis la fin du 20e siècle ont ouvert la porte vers une nouvelle ère en matière d’exploitation de gaz naturel (voir aussi Fracturation hydraulique).

Lorsque le terme gaz non classique s’est implanté, il faisait d’abord référence au type de roche et aux conditions géologiques du gisement plutôt qu’au gaz lui-même. Il définit aujourd’hui un gisement qui présente plus d’obstacles opérationnels et financiers qu’un gisement classique. Les gaz de schiste, de réservoirs compacts et de charbon sont collectivement appelés les « gaz naturels non classiques commercialisés ». Les gisements d’hydrate de gaz sont un autre type de gaz naturel non classique. Le Canada en possède d’importantes réserves inexploitées, sa production étant à la fois compliquée et coûteuse.

Bien que de nouveaux gisements de gaz naturel classiques soient encore découverts aujourd’hui dans le BSOC, l’exploitation de ces gaz dans le bassin a atteint son maximum autour de 2005-2006. La production de gaz naturel au Canada pourrait donc, à l’avenir, se concentrer seulement sur les gisements de gaz non classiques du BSOC et sur les champs pétroliers extracôtiers classiques. Dans l’Arctique, en Nouvelle-Écosse et à  Terre-Neuve-et-Labrador, la plus grande partie de l’exploitation provient de réserves marines. Il existe de grandes réserves de gaz naturel au large de la Colombie-Britannique, mais aucun projet d’exploration à grande échelle n’a été mené pour exploiter les gaz naturels sur la côte du Pacifique.

Histoire du gaz naturel au Canada

Les humains commencent à utiliser le gaz naturel dès l’an 1000 avant notre ère en Grèce antique, en Inde, en Perse et en Chine. À la fin du 18e siècle, le gaz naturel issu du charbon est commercialisé en Grande-Bretagne et utilisé pour éclairer les rues et les maisons (voir Gazéification du charbon). Au début du 19e siècle, les villes nord-américaines adoptent la même technologie. Le gaz de charbon illumine les rues de Montréal en 1836, puis celles de Torontoen 1841.

La première découverte de gaz naturel en terre canadienne se fait près de Moncton, au Nouveau-Brunswick, pendant les opérations de forage pétrolier de 1859. Elle est suivie de découvertes au sud-ouest de l’Ontario (1866) et près de Medicine Hat, en Alberta (1883).

La plus grande croissance de l’utilisation de gaz naturel au Canada survient après la Deuxième Guerre mondiale, lorsque les avancées en ingénierie permettent la construction de longs pipelines solides et sécuritaires pour transporter le gaz naturel. Avant la fin des années 1950, en l’absence de tels pipelines, le réseau de distribution de gaz naturel relie très peu de villes canadiennes.

Chronologie : Industrie canadienne du gaz naturel

Année

Événement

1836

Illumination des rues de Montréal grâce au gaz de charbon.

1841

Illumination des rues de Toronto grâce au gaz de charbon.

1853

Création du premier pipeline canadien de gaz naturel au Québec.

1859

Découverte de gaz naturel au Nouveau-Brunswick. Il est brûlé, étant considéré comme un déchet.

1866

Découverte de gaz naturel au sud-ouest de l’Ontario. Considéré comme un déchet, il est soit libéré dans l’air ou brûlé.

1883

Première découverte de gaz naturel en Alberta. À Langevin, près de Medicine Hat, une équipe du Chemin de fer du Canadien Pacifique (CPR) trouve accidentellement du gaz naturel en forant un puits d’eau.

1889

Forage de gaz naturel par Eugene Coste (aussi connu sous le nom du « père du gaz naturel au Canada ») dans le comté d’Essex, en Ontario, pour alimenter les communautés environnantes. Il achemine ensuite le gaz naturel par pipeline à Windsor, en Ontario, et jusqu’aux États-Unis.

1890

Extraction de gaz naturel en périphérie de Medicine Hat à l’aide d’un appareil de forage d’eau du CPR après une autre découverte accidentelle par les employés du chemin de fer. Medicine Hat commence à utiliser le gaz naturel pour la cuisson, le chauffage et l’éclairage.

1901

Amenuisement des réserves de gaz naturel en Ontario. Le gouvernement provincial cherche à protéger les consommateurs et interdit les exportations d’Eugene Coste aux États-Unis.

Création du premier champ de gaz commercial à Medicine Hat.

1907

Description de Medicine Hat par l’auteur anglais Rudyard Kipling comme ayant « un sous-sol infernal ».

1909

Départ d’Eugene Coste vers l’ouest avec l’ambition d’approvisionner toutes les villes du sud de l’Alberta en gaz naturel. Il fait du forage près des emprises du CPR et trouve plus tard une énorme réserve à Bow Island, dans l’est de l’Alberta, aujourd’hui connue sous le nom de « Old Glory » (gloire d’antan).

1912

Construction d’un pipeline gazier de 275 km de Bow Island à Calgary par l’entreprise d’Eugene Coste, Canadian Western Natural Gas (aujourd’hui ATCO).

1914

Découverte du premier gisement de condensat de gaz naturel (nommé puits Dingman n° 1) à Turner Valley, en Alberta (voir Raffinerie de gaz de Turner Valley).

1923

Achèvement d’un pipeline de gaz naturel de 130 km qui relie Edmonton au réseau depuis Viking, en Alberta.

1924

Découverte d’un gisement de condensat de gaz naturel dans la formation mississippienne à Turner Valley, en Alberta.

1938

Formation du Comité de conservation du pétrole et du gaz naturel de l’Alberta par le gouvernement créditiste, ce qui réduit considérablement la quantité de gaz naturel brûlé.

1944

Découverte d’un grand gisement de gaz acide à Jumping Pound, dans les contreforts des Rocheuses, à l’ouest de Calgary.

1947

Découverte du puits Leduc n° 1 près de Leduc, en Alberta, par Imperial Oil (voir La découverte du pétrole à Leduc : L’or noir coule... enfin!).

1948

Forage du premier puits commercial de gaz naturel dans la région de la rivière de la Paix, en Colombie-Britannique.

1951

Découverte du champ de gaz Bonnie Glen près de Leduc, en Alberta.

1952

Construction de la première usine de récupération du soufre à Jumping Pound, dans les contreforts des Rocheuses, à l’ouest de Calgary.

Découverte des champs de gaz Homeglen-Rimbey et Westerose près de Leduc, en Alberta.

Découverte du champ de gaz Dunvegan près de Debolt, en Alberta.

1954

Découverte des champs de gaz Westerose South et Wimborne près de Leduc, en Alberta.

Découverte du champ de gaz Harmattan East près de Rundle, en Alberta.

1955

Découverte du champ de gaz Windfall près de Leduc, en Alberta.

1956

Découverte du champ de gaz Waterton près de Rundle, en Alberta.

1957

Première exportation de gaz naturel aux États-Unis depuis Vancouver par la Westcoast Transmission Company.

Première exportation de gaz naturel de l’ouest à l’est du Canada par TransCanada Pipelines.

Début des opérations du système de TransCanada Pipelines Ltd. en Alberta, nommé NOVA Gas Transmission Ltd. (NGTL).

1958

Ouverture du pipeline de gaz naturel de TransCanada, reliant l’Alberta à l’Ontario.

Découverte du champ de gaz Slave Point à Clarke Lake, en Colombie-Britannique.

Découverte du champ de gaz Wildcat Hills près de Rundle, en Alberta.

Découverte du champ de gaz Carstairs près d’Elkton, en Alberta.

1959

Découverte du champ de gaz Brazeau River près d’Elkton, en Alberta.

1961

Découverte du champ de gaz Edson près d’Elkton, en Alberta.

1967

Découverte du premier champ de gaz naturel extracôtier près de l’île de Sable, en Nouvelle-Écosse.

Découverte du champ de gaz Strachan près de Leduc, en Alberta.

1969

Première découverte majeure dans l’Arctique canadien à la suite de forage panarctique, le champ de gaz naturel Drake Point, sur la péninsule Sabine de l’île Melville.

Découverte du champ de gaz Ricinus West près de Leduc, en Alberta.

1971

Découverte du champ de gaz Parsons Lake dans le sud du delta du Mackenzie.

1976

Découverte du champ de gaz Elmworth en Alberta, le premier gisement où le forage profond est utilisé.

1981

Début du transport de gaz naturel du centre de l’Alberta à la frontière des États-Unis par Foothills Pipe Lines Ltd.

1982

Explosion du puits Amoco Dome Brazeau River 13-12-48-12 W5M, en Alberta, événement entraînant la libération de sulfures d’hydrogène et de condensat à une vitesse de 283 x 103 mètres cubes par jour jusqu’à ce que le contrôle soit repris sur la situation, plus de deux mois plus tard. L’explosion répand une odeur nauséabonde partout en province.

Achèvement du pipeline « préfabriqué », qui part de Caroline, en Alberta, et transporte le gaz naturel depuis l’ouest du Canada.

1986

Découverte du champ de gaz naturel Caroline Swan Hills.

1997

Début de la production dans le champ pétrolier et gazier Hibernia, au large de Terre-Neuve-et-Labrador, découvert 18 ans plus tôt, en 1979.

1999

Découverte du grand champ de gaz naturel Ladyfern Slave Point, en Colombie-Britannique.

Production annuelle record de soufre au Canada (un sous-produit des usines de gaz naturel et de pétrole acides) : 8 397 572 tonnes.

2000

Début de la production dans le premier gisement côtier de gaz naturel au Canada, près de l’île de Sable, en Nouvelle-Écosse.

Début du transport de gaz naturel par Alliance Pipeline, du nord-est de la Colombie-Britannique et de l’Alberta jusqu’en Illinois, aux États-Unis.

2001

Production annuelle record de gaz naturel au Canada : 179 216 millions de mètres cubes.

2002

Réalisation d’un projet expérimental sur les hydrates de gaz par un consortium industrie-gouvernement sur le site Mallik, dans le delta du Mackenzie, dans les Territoires du Nord-Ouest.

Fondation de la Canadian Society for Unconventional Gas (société canadienne des gaz non classiques).

Production annuelle record de gaz naturel extracôtier : 5 209 millions de mètres cubes.

2003

Construction d’un nombre record de puits de gaz naturel (2 287) en Saskatchewan.

2004

Octroi d’un permis pour Canaport LNG (un partenariat entre Repsol et Irving Oil), lui permettant ainsi d’utiliser un terminal de gaz naturel liquéfié (GNL) à Saint-Jean, au Nouveau-Brunswick.

2005

Construction d’un nombre record de puits de gaz naturel en Alberta (13 268) et en Colombie-Britannique (1 049).

Exploitation du champ pétrolier et gazier White Rose, au large de Terre-Neuve-et-Labrador, à l’aide d’un navire de production, de stockage et de déchargement (SeaRose FPSO).

2006

Production annuelle record d’éthane en Alberta : 14,9 millions de mètres cubes.

2008

Commande de la construction du premier terminal de regazéification du GNL (par Canaport LNG), qui prévoit transformer 1,2 milliard de pieds cubes par jour.

2009

Première importation de GNL par Canaport LNG.

2012

Diminution importante du nombre de puits de gaz naturel construits en Saskatchewan. Seulement trois puits sont terminés pendant l’année, comparativement à plus de mille par année au cours de la décennie précédente.

2016

Production annuelle record de gaz naturel en Colombie-Britannique : 47 130 millions de mètres cubes.

Production annuelle record d’éthane au Canada : 15 177 071 mètres cubes.


Comment le gaz naturel est-il produit?

Lorsqu’un puits de gaz naturel est foré et mis en place, il est prêt à produire des fluides. En principe, la méthode d’extraction du gaz naturel varie selon le type de gisement et le degré d’extraction déjà effectué. Les hydrocarbures gazeux peuvent être produits depuis deux sources classiques principales :

  1. Le gaz peut être associé au pétrole. Presque tous les gisements de pétrole contiennent des gaz naturels, qui sont amenés à la surface avec le pétrole, puis qui en sont séparés dans les usines appropriées.
  2. Ils peuvent être extraits de gisements contenant principalement du gaz. Ces réserves sont généralement beaucoup plus profondes et chaudes que celles du pétrole.

Le gaz naturel peut également être extrait de sources non classiques, comme le charbon, les réservoirs compacts et les schistes.

De courts pipelines relient les puits aux installations principales de traitement. Les usines de transformation du gaz naturel brut produisent des composés transportables par pipeline, ce qui permet la distribution de combustible aux secteurs résidentiel, commercial et industriel, comme celui de l’électricité. Elles isolent également un certain nombre de composés dans le gaz naturel et les vendent séparément comme matières premières aux industries pétrochimiques, aux raffineries et aux entreprises de sables bitumineux.

La transformation du gaz naturel brut en gaz naturel de pipeline peut s’avérer plutôt complexe et requiert plusieurs étapes. Le type et la durée de la transformation dépendent de la composition du gaz brut et des exigences des consommateurs. Généralement, les usines de traitement de gaz naturel sont dotées d’installations de purification, de séparation et de liquéfaction.

Purification

La purification consiste à retirer les impuretés (qu’elles aient une valeur ou non), comme l’eau, le dioxyde de carbone, le sulfure d’hydrogène, l’hélium, l’azote, le mercure et les éléments solides (sable, argile, cire, asphaltènes, etc.). Les impuretés peuvent nuire au transport, à l’entreposage et à l’utilisation du gaz comme combustible industriel ou résidentiel. Par exemple, le dioxyde de carbone et le sulfure d’hydrogène, des gaz acides, peuvent causer de la corrosion et doivent donc être enlevés avant toute transformation supplémentaire. Le sulfure d’hydrogène est également toxique et doit être extrait pour des raisons de sécurité. Les spécifications du marché du gaz naturel énoncent les quantités maximales permises de certains composés dans le produit transformé (que ce soit par une loi, un règlement ou une politique organisationnelle).

Le retrait de l’eau (déshydratation) est essentiel dans toutes les usines de traitement de gaz naturel pour éviter non seulement la corrosion, mais aussi la formation d’hydrates (des composés d’eau et d’hydrocarbure ressemblant à de la glace) dans les systèmes de gaz naturel, qui peuvent bloquer et endommager le matériel de transformation et les pipelines.

Séparation et liquéfaction

L’objectif principal de la séparation et de la liquéfaction est d’augmenter la densité énergétique du gaz pour son stockage ou son transport. La quantité de gaz de pétrole liquéfié (GPL) et de liquides de gaz naturel (LGN) extraite de la source avant le transport dépend des particularités du pipeline. Le condensat (les hydrocarbures lourds), le GPL et les LGN peuvent être recueillis sous forme liquide dans les usines de traitement et vendus séparément.

Production en amont, intermédiaire et en aval

Les activités de l’industrie de production de gaz naturel peuvent être séparées en trois catégories : en amont, intermédiaire et en aval. Au Canada, les entreprises de gaz en amont font de l’exploration, du forage et de l’extraction de gaz naturel brut. Certaines entreprises en amont possèdent également des pipelines de collecte (qui transportent le gaz naturel brut des puits d’extraction aux usines de traitement) et des installations de traitement préliminaire.

Les entreprises intermédiaires gèrent les pipelines de collecte, les usines de transformation de gaz naturel (qui retirent les impuretés) et les installations de stockage. Elles produisent également des LGN et du GPL. Le gaz naturel pur est transporté par pipeline des usines de traitement aux pipelines de transport ou aux entreprises de distribution locales dans les zones de consommation.

Les entreprises en aval, quant à elles, distribuent le gaz naturel par des pipelines de transport et des entreprises de distribution, qui envoient le gaz naturel aux consommateurs à l’aide d’un réseau étendu de pipelines de distribution locale.

Comment le gaz naturel est-il transporté au Canada?

Après l’extraction, les plus grands défis liés au gaz naturel sont le stockage et le transport entre les champs de production et les consommateurs. Bien que les réseaux de transport permettent de relier les producteurs et les consommateurs, les installations de stockage garantissent l’efficacité et la fiabilité des systèmes de transmission et de distribution.

Quatre grandes technologies (pipelines, compression, liquéfaction thermique et liquéfaction chimique) permettent le transport du gaz naturel. Elles sont utilisées dans différents contextes selon la distance à parcourir et le taux de production du champ de gaz. Le transport par pipeline requiert que le gaz naturel soit comprimé (GNC). Le gaz peut également être liquéfié par puissante réfrigération (gaz naturel liquéfié) ou par réaction chimique (technologie GTL ou gas-to-liquids). Les pipelines et le gaz naturel liquéfié (GNL) sont les technologies les plus reconnues et les plus courantes dans l’acheminement du gaz naturel du producteur au consommateur.

Le saviez-vous?
Les liquides du gaz naturel (LGN) sont les produits d’une usine de gaz naturel. Ils ne doivent pas être confondus avec le gaz naturel liquéfié (GNL), qui résulte d’une méthode de transport consistant à donner au gaz une forme liquide par puissante réfrigération.

Dans les usines de traitement, les LGN sont séparés du gaz naturel brut. Le produit qui en résulte, principalement du méthane, est acheminé au marché gazier par pipeline ou par méthanier. La technologie la plus courante et abordable est celle des pipelines terrestres. Les pipelines sous-marins sont réalisables mais très coûteux, générant des frais jusqu’à 10 fois plus élevés, à longueur égale, qu’un pipeline terrestre.

Depuis 1853, lorsque le premier pipeline a été construit au Québec, des réseaux étendus de pipeline ont été créés pour transporter le gaz naturel, les LGN et le GPL. Le Canada possède actuellement l’un des plus grands réseaux de pipelines de gaz naturel au monde. Selon Statistique Canada, ce réseau comprenait, en 2015, 89 071 km de pipelines de transport et 243 500 km de pipelines de distribution.

Lorsqu’il n’est pas financièrement possible d’installer un pipeline, le GNL devient la meilleure solution pour transporter le gaz naturel. Bien que plusieurs membres de l’industrie de l’énergie considèrent que le GNL est une technologie sécuritaire et « éprouvée » (c’est-à-dire viable en raison des progrès technologiques des dernières décennies), elle requiert d’importants investissements dans des terminaux d’expédition et de réception. De plus, la liquéfaction, le transport et la regazéification consomment une quantité colossale d’énergie. Le Canada ne possède aucun terminal d’exportation de GNL, mais il importe du gaz naturel liquéfié grâce au terminal de regazéification Canaport, à Saint-Jean, au Nouveau-Brunswick, depuis 2008.

Carte des pipelines de gaz naturel réglementés au Canada

(Source : « Réseau pipelinier du Canada », Bibliothèque et bureau des publications de l’Office national de l’énergie, 2016)

Importation et exportation de gaz naturel

Bien qu’il soit le cinquième plus important producteur de gaz naturel au monde, le Canada a tout de même recours à l’importation. Toutes les importations entrent à l’est du pays par un réseau étendu de pipelines et par le terminal de GNL à Saint-Jean. Toutes les exportations canadiennes de gaz naturel sont envoyées aux États-Unis, ce qui fait du Canada la plus grande source d’importation pour son voisin du sud.

On s’attend à ce que, entre 2015 et 2040, l’approvisionnement en gaz naturel devienne plus important et que l’industrie se diversifie, la technologie donnant accès à des ressources auparavant jugées trop dispendieuses à exploiter. Les producteurs nord-américains s’attendent à se développer davantage et à faire du continent un exportateur reconnu de gaz naturel, notamment en Asie-Pacifique et en Europe, deux régions qui représentent à elles seules environ 90 % des importations mondiales de gaz naturel. Les réserves canadiennes de gaz naturel sont assez grandes pour dominer le marché national de l’énergie primaire pour encore plusieurs décennies.

Dans plusieurs années, vu la croissance de leur production, il est prévu que les États-Unis passeront du statut d’importateur net à celui d’exportateur net de gaz naturel. Ils seront ainsi moins dépendants de l’importation canadienne, ce qui affectera négativement les producteurs d’ici.

Comment le gaz naturel est-il stocké?

Le stockage de gaz naturel permet aux producteurs d’équilibrer l’offre et la demande et de bien réagir aux pics de consommation au cours de l’année. La consommation de gaz naturel varie grandement entre l’été et l’hiver : la demande dans les secteurs résidentiel et commercial peut avoir des pics de consommation six fois plus élevés en hiver, lorsque le gaz est utilisé pour le chauffage. Il est donc stocké pendant les mois d’été pour être utilisé lors des mois plus froids. Les installations de stockage ont deux utilités principales : répondre aux fluctuations quotidiennes pour les pics de consommation à court terme et répondre aux fluctuations saisonnières pour les demandes élevées de longue durée.

L’Alberta est la plus grande productrice de gaz naturel au Canada. C’est aussi dans cette province que se trouve la majorité du gaz naturel stocké. Les producteurs de l’Alberta gèrent les installations de stockage et l’approvisionnement des pipelines nationaux. En effet, stocker le combustible près de sa source est la solution la plus efficace et économique. Dans l’est du Canada, des entreprises de distribution locales et des grands consommateurs entreposent également du gaz naturel pour répondre aux besoins hivernaux. Ces installations sont concentrées dans le sud-ouest de l’Ontario.

Croissance prévue du gaz naturel

Pour tous les pays, une relation nette existe entre l’énergie consommée par personne et la richesse. Des réserves durables d’énergie sont essentielles au développement économique mondial et national, et le Canada n’y échappe pas (voir aussi Économie). Au 19e et au début du 20e siècle, le charbon est le combustible principal. Cependant, après la Deuxième Guerre mondiale, il cède progressivement sa place au pétrole. De la même manière, la part du gaz naturel dans le bouquet énergétique ne cesse d’augmenter depuis la fin des années 1970. Ensemble, les combustibles fossiles représentaient plus de 85 % du marché mondial de l’énergie primaire en 2015. Ils occupent cette part depuis 1965.

À l’opposé, les énergies nucléaires, hydroélectriques et renouvelables (comme les énergies éoliennes, solaires, géothermiques, de la biomasse et des biocarburants) ont une part beaucoup plus petite. L’édition 2017 des Perspectives énergétiques de BP prévoit que les combustibles fossiles demeureront la principale source d’énergie, et ce, même si la moitié de la croissance en approvisionnement énergétique au cours des prochaines années proviendra d’énergies renouvelables, nucléaire et hydroélectrique. La même source prévoit que les combustibles fossiles représenteront encore plus de 75 % de l’approvisionnement énergétique en 2035.

Les tendances d’investissement et de consommation ainsi que l’innovation technologique tendent à démontrer que le gaz naturel est le carburant ayant la plus forte croissance. D’ici 2035, sa part dans le bouquet énergétique pourrait dépasser celle du charbon, ce qui en ferait la deuxième plus importante source combustible.

L’industrie canadienne du gaz naturel est confrontée à la possibilité que les États-Unis, actuellement le seul importateur du Canada, se transforment en exportateur net au cours des prochaines années. Dans ce cas, les États-Unis achèteraient probablement le gaz naturel canadien à prix réduit, le transformeraient en GNL et en tireraient d’énormes profits.

Avantages et défis

Les combustibles fossiles emmagasinent et fournissent de grandes quantités d’énergie de manière plus efficace et constante que les autres sources actuellement disponibles. La réduction des émissions de gaz à effet de serre et de la pollution atmosphérique est cependant devenue une priorité de plus en plus pressante. Étant le combustible fossile dont la combustion produit le moins de résidus, le gaz naturel promet une énergie plus propre. Il offre donc une solution plus écologique que les autres combustibles fossiles.

Le dioxyde de carbone (CO2) produit à la suite de la combustion des combustibles fossiles représente une grande proportion du volume total de particules émises. La combustion du gaz naturel émet 44 % moins de CO2 que le charbon et 29 % moins que le pétrole par milliard de Btu d’énergie. Par rapport aux autres combustibles fossiles, le gaz naturel dégage également une quantité négligeable de méthane non brûlé dans l’atmosphère.

Une autre préoccupation environnementale est la pluie acide causée par les oxydes d’azote et le dioxyde de soufre. Remplacer le charbon par du gaz naturel dans les centrales électriques peut réduire les émissions d’oxydes d’azote de 80 % et éliminer presque toutes les émissions de dioxyde de soufre. Le gaz naturel produit également peu de matières particulaires, un élément important, au même titre que l’oxyde d’azote, de la pollution atmosphérique associée aux combustibles fossiles.

Cependant, bien qu’il soit plus écologique que les autres combustibles fossiles, le gaz naturel contribue tout de même aux émissions de gaz à effet de serre (voir Changement climatique) et ne constitue pas une source renouvelable d’énergie. Il a donc droit aux mêmes critiques, quoique moins sévères, que les combustibles fossiles plus riches en carbone.

Glossaire

Condensat : mélange liquide, constitué surtout de pentanes et d’hydrocarbures lourds, récupéré dans des séparateurs, des laveurs ou d’autres installations de collecte avant le traitement du gaz.

Pipelines de distribution : réseau de tuyaux servant à acheminer le gaz naturel aux maisons, aux entreprises et aux industries.

Pipelines d’amenée : réseau de tuyaux transportant le gaz naturel, les LGN et le GPL des installations de traitement et de stockage aux pipelines de transport. Les pipelines d’amenée sont généralement situés dans l’ouest du Canada.

Combustibles fossiles : combustibles naturels, comme le charbon, le pétrole et le gaz, trouvés sous la surface. Ils sont formés de plantes et d’animaux qui, pendant des millions d’années, se sont décomposés pour former des composés chimiques organiques appelés hydrocarbures.

Hydrates de gaz : cristaux ressemblant à de la glace et composés de molécules de gaz naturel qui s’attachent dans un réseau de molécules d’eau disposées en cages.

Volumes de gaz : les volumes de gaz sont généralement mesurés en multiples de mètres cubes (m3) ou de pieds cubes (pi3). Les réserves de gaz sont exprimées en billions de pieds cubes (Tpi3). Le volume de gaz consommé ou produit est souvent écrit en millions de pieds cubes par jour (Mpi3/j), en milliers de pieds cubes par jour (kpi3/j) ou en milliards de pieds cubes (Gpi3).

Pipelines de collecte : réseau de tuyaux qui transportent le gaz naturel brut des puits aux usines de traitement. Les pipelines de collecte sont généralement situés dans l’ouest du Canada.

Gaz naturel liquéfié (GNL) : partie légère du gaz naturel composée d’hydrocarbures, principalement le méthane, qui a été liquéfiée à -160 °C ou moins et occupe 1/600 de son volume original.

Gaz de pétrole liquéfiés (GPL) : généralement des hydrocarbures comme le propane ou le butane, ou une combinaison des deux, qui sont gardés à l’état liquide grâce à une forte pression.

Liquides du gaz naturel (LGN) : composés d’hydrocarbures extraits du gaz naturel brut sous forme liquide après le traitement en usine ou le passage dans des séparateurs, des laveurs ou d’autres installations de collecte. Ces liquides comprennent de l’éthane, du propane, des butanes ou des pentanes plus, ou une combinaison de plusieurs hydrocarbures.

Gaz naturel brut : association d’hydrocarbures légers et de composés sans hydrocarbures qui existe naturellement dans un gisement souterrain. Aux conditions atmosphériques, il est généralement sous forme gazeuse, mais peut contenir des liquides.

Gaz acide : gaz naturel contenant du H2S et d’autres composés sulfurés.

Soufre : élément chimique jaune et non métallique. Dans son état élémentaire, il existe sous forme amorphe ou de cristaux. Dans plusieurs sources de gaz, il peut être retrouvé sous forme de composé sulfuré volatil, comme le sulfure d’hydrogène, l’oxyde de soufre, les thiols et le sulfure de carbonyle. Il faut souvent réduire la concentration de ces composés pour prévenir la corrosion et pour des raisons de santé et de sécurité.

Gaz non corrosif : gaz naturel sans H2S ni composés sulfurés.

Pipelines de transport : réseau de tuyaux qui transportent le gaz naturel aux échelles provinciale et nationale et jusqu’aux États-Unis.