Aperçu du marché : Part toujours plus grande des diluants dans l’offre totale de pétrole brut

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Date de diffusion : 2022-08-17

Au cours de la dernière décennie, les hydrocarbures légers comme les pentanes plus et les condensats ont occupé une place plus grande dans l’offre de pétrole brut de l’Ouest canadien. Cette croissance est attribuable à leur rôle de diluantDefinition* pour le pétrole brut lourd.

Qu’est-ce qu’un diluant?

Les bruts lourdsDefinition*, dont le bitumeDefinition*, un pétrole brutDefinition* gluant et visqueux qui ressemble à de la mélasse à température ambiante, sont habituellement trop épais pour être acheminés par pipeline ou wagon citerne. Ils doivent ainsi être mélangés avec un hydrocarbure plus léger, un diluant, pour obtenir un produit de moindre viscosité.

D’où proviennent les diluants?

Les trois principales sources de diluant dans l’Ouest canadien sont les pentanes plusDefinition* et les condensatsDefinition* tirés du gaz naturelDefinition* produit en Alberta, ceux importés des États-Unis par pipeline en plus du naphteDefinition* et ceux extraits de la production gazière de la Colombie-BritanniqueNote de bas de page 1. Dans une moindre mesure, les diluants proviennent d’importations de condensats ou de pentanes plus par chemin de fer ou sont tirés du butaneDefinition*, sinon de la production de pétrole brut synthétiqueDefinition* ou de pétrole brut légerDefinition*.

La figure 1 montre qu’entre 2011 et 2021, la production de pentanes plus et de condensats en Alberta a triplé, passant de 119 à 343 milliers de barils par jour (kb/j). Les importations par pipeline, elles, totalisaient 226 kb/j à la fin de cette période alors que, stimulée par l’augmentation de la production de gaz naturel riche en liquides, celle des pentanes plus et des condensats en Colombie-Britannique passait de 17 à 109 kb/j dans le même intervalleNote de bas de page 2.

Production de pentanes plus et de condensats

La production intérieure de condensats et de pentanes plus dans l’Ouest canadien a augmenté au cours de la dernière décennie, les sociétés se concentrant sur les ressources de gaz naturel riche en liquidesNote de bas de page 3. Dans l’ouest de l’Alberta et le nord-est de la Colombie-Britannique, Montney est une de ces formations qui renferme notamment des pentanes plus et des condensats, surtout du côté albertainNote de bas de page 4. Avec des liquides pouvant aussi provenir de la formation schisteuse de Duvernay dans le centre-ouest de l’Alberta ou d’ailleurs dans cette province, celle-ci est la principale source de diluants dans l’Ouest canadien. La production de gaz naturel riche en liquides a également augmenté en Colombie-Britannique, autre source importante d’approvisionnement en diluants.

Importations de diluants

Par ailleurs, l’Ouest canadien importe des diluants des États-Unis par la voie des pipelines Cochin et Southern LightsNote de bas de page 5. Le premier achemine jusqu’à Fort Saskatchewan, en Alberta, les condensats qu’il reçoit des pipelines Explorer, TEPPCO et Wabash au terminal situé à Kankakee, en Illinois. Le second permet d’importer des diluants depuis 2010 en les transportant de Manhattan, en Illinois, jusqu’à Edmonton, en Alberta.

Figure 1 – Principales sources de diluants dans l’Ouest canadien

Sources et Description

Sources : Fiche de renseignements Avenir énergétique du Canada en 2021 : Production de liquides de gaz naturel ainsi que profils des pipelines Cochin et Southern Lights

Description : Le graphique à aires empilées montre l’offre de diluants de 2011 à 2021 provenant des trois principales sources d’approvisionnement dans l’Ouest canadien. Les condensats et pentanes plus extraits du gaz naturel en Alberta sont passés de 119 à 343 kb/j pendant cette période, alors que les importations des États-Unis passaient de 65 à 226 kb/j et qu’augmentaient aussi ceux extraits du gaz naturel en Colombie-Britannique, passant alors de 17 à 109 kb/j.

Part des diluants dans l’offre de pétrole brut

L’offre totale provenant des trois principales sources de diluants est passée de 201 à 678 kb/j entre 2011 et 2021. Pendant ce temps, la part de l’offre de pétrole brut et d’équivalents dans l’Ouest canadien que ces trois sources représentaient est passée de 7 % à 14 %, en grande partie pour répondre aux besoins croissants de diluants en raison d’une production toujours plus importante de bitume et de pétrole lourdNote de bas de page 6. Avec un pétrole plus lourd dont il faut réduire la viscosité, les diluants sont davantage présents au niveau de l’offre de brut et d’équivalents dans l’Ouest canadien. La figure 2 illustre la part de tous les équivalents de pétrole brut que représentent les trois principales sources de diluants au cours de la dernière décennie. Il est à noter que les exportations de produits pétroliers aux États-Unis peuvent par la suite prendre la forme de diluants consommés là-bas ou réimportés dans l’Ouest canadien par la voie des pipelines Cochin et Southern Lights.

Figure 2 – Offre totale de pétrole brut et d’équivalents dans l’Ouest canadien

Source et Description

Source : Avenir énergétique du Canada en 2021 – données des annexes

Description : Le graphique à aires empilées montre l’offre de diluants de 2011 à 2021 provenant des trois principales sources d’approvisionnement dans l’Ouest canadien en comparaison de la part de l’offre totale de pétrole brut et d’équivalents. Cette dernière passe alors de 2,9 à 4,7 millions de barils par jour tandis que la part des trois principales sources de diluants suit aussi une tendance à la hausse, de 7 % à 14 % pendant la même période. L’espace qui sépare les trois principales sources de diluants de l’offre totale de pétrole brut et d’équivalents est occupé par le bitume non valorisé, le pétrole brut synthétique, le pétrole classique et tiré de réservoirs étanches ou de formations schisteuses ainsi que d’autres sources de diluants.

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