La tendance sur le marché mondial du raffinage est à la fermeture ou aux réductions de capacités en Europe et en Amérique du Nord pendant que les nouveaux pays consommateurs, comme le sont certains pays producteurs, développent leur industrie. Depuis quelques années, les pays producteurs de pétrole ont annoncé la construction de "mega-projets" de raffinage et de pétrochimie de base. La question de la localisation des raffineries a été maintes fois posée depuis les années 1970 et plusieurs courants de la littérature proposent des éléments d'analyse selon les conditions économiques et politiques des pays. L'objectif de cette thèse est de comprendre les enjeux et les limites de l'intégration verticale des pays producteurs dans l'aval pétrolier, compte tenu des évolutions et perspectives sur l'offre de brut, la localisation de la demande et la mise en place accrue de politiques environnementales. Une analyse empirique des caractéristiques pétrolières et macroéconomiques des pays producteurs de pétrole permet d'identifier dans quel cadre théorique d'investissement les projets annoncés s'inscrivent. La revue de littérature permet de comprendre l'intégration dans l'aval, mais le développement de certains projets est plus difficile à expliquer. De ces analyses théoriques et empiriques, une typologie des pays producteurs est proposée selon leurs stratégies d'investissement. Par ailleurs, afin de mieux comprendre les marchés auxquels s'adressent ces nouveaux projets, une analyse économétrique des prix des produits pétroliers sur les marchés mondiaux majeurs est menée. Si la relation entre les prix des produits raffinés et le pétrole brut est significative, conformément à la littérature, la hiérarchie des prix entre les produits traduit une évolution de la demande. Une analyse de portefeuille est développée pour identifier les choix industriels efficaces qu'un pays producteur peut envisager pour assurer son développement économique en maîtrisant l'exposition aux risque de variation de ses revenus. Avec l'augmentation des enjeux industriels et financiers associés à ces nouvelles raffineries, la coopération des pays producteurs avec des Majors internationales permet de partager le risque et de répondre à leurs enjeux respectifs de développement économique. Chacune des parties maîtrise, en effet, certains facteurs de production essentiels à la réussite d'un projet qui, réunis, augmentent la valeur globale du projet. / On the whole, the refining industry in North America and Europe is reduced as new consuming countries, like producing countries, are developing their industry. In the past years 'mega-projects' in refining and basic petrochemicals have been announced by petroleum producing countries. Since the 1970s the question of location is repeatedly asked and authors have presented elements to analyze its implementation in different economical and political contexts. This thesis intends to review the incentives and limits to vertical integration by the producing countries, given the current evolutions and future prospects for supply, location of demand and increasing environmental regulation. An empirical analysis of the petroleum and macro economical conditions in producing countries enables the positioning of current projects in the theoretical context. The literature review helps understand current developments, but some projects cannot as easily be explained. Based these theoretical and empirical analyses, a typology of petroleum producers is built according to their refinery investment strategies. Moreover in order to understand the opportunities for refiners on the world markets an econometric analysis of world refined oil prices is undertaken. The strong correlation to crude oil price is confirmed, as in historical literature, but with different hierarchies between products explained by evolution of demand. Based on the observations of petroleum countries and their opportunities on world markets, a portfolio analysis is developed to identify the efficient industrial choices a producing country may proceed with in order to ensure the local development while containing risk on variations of revenue. Because the industrial and financial stakes of these refining projects are greater than before and they represent a lion's share of the future offer in refining, joint cooperation of producing countries with International Oil Companies enable a share of risk while also benefiting both players in their development objectives. Indeed each party detains different factors of production, essential for the success of a refining project that, brought together, increase the global value of the project

Les perspectives énergétiques globales soulignent une demande croissante d'énergie sur les prochaines décennies. Le pétrole brut devrait représenter environ 35% de l'offre d'énergie primaire à l'horizon 2030 d'après l'AIE. Parmi les sources d'approvisionnement, les hydrocarbures "non conventionnels" devraient contribuer significativement à l'offre de produits pétroliers, puisqu'ils présentent un intérêt stratégique en termes de réserves et d'indépendance énergétique. L'objectif de cette thèse est l'étude du potentiel de développement des ressources d'hydrocarbure non conventionnelles sous différents scénarios liés au contexte économique et environnemental. Les sables asphaltiques, principalement localisés au Canada, constituent notre cas d'application. La première partie de cette thèse a mis en évidence deux phases de développement: la première, de 1980 à 2005, correspondant à l'émergence de la filière grâce à des leviers réglementaires, économiques et géographiques; la seconde, amorcée en 2005 avec la dégradation du contexte économique, pendant laquelle le développement de la filière s'est fortement ralenti. La seconde partie de cette thèse porte sur l'analyse prospective à horizon 2050. L'élaboration d'un premier modèle basé sur la programmation linéaire a permis de quantifier l'offre tendancielle sous différents scénarios déterministes de prix et de réglementations environnementales. En particulier, la décision d'investissement apparaît significativement impactée par l'introduction d'une taxe CO2. Un second modèle basé sur la programmation dynamique a permis d'évaluer l'offre prospective en présence d'incertitudes. Un impact négatif de l'incertitude et de la volatilité des prix sur la décision d'investissement a été mis en évidence, avec ou sans réglementation environnementale. Cet impact négatif est accentué lorsqu'une incertitude supplémentaire sur le cadre réglementaire environnemental est introduite. / International energy outlook emphasizes an increasing energy demand over the next decades. Crude oil should represent about 35% of primary energy supply by 2030 according to the IEA. Among supply sources, non conventional crude oil should contribute significantly to the supply of petroleum products, being strategic in terms of reserves and energy independence. This thesis aims to evaluate the development potential of non conventional crude oil using different scenarios regarding the economic and environmental context. Oil sands, essentially located in Canada, constitute our application. The first part of this thesis highlights two development phases: the first one, from 1980 to 2005, corresponding to the emergence of the oil sands sector through regulatory, economic and geographical levers; the second one, started in 2005 with the deterioration of the economic climate, during which oil sands development slowed down significantly. The second part of this thesis focuses on the prospective analysis of the horizon 2050. Firstly, the development of a supply model based on linear programming allowed us to quantify non conventional oil trend supply under deterministic price and environmental regulation scenarios. In particular, investment decision is significantly affected by the establishment of a CO2 tax. Secondly, the development of another supply model based on dynamic programming allowed us to evaluate future non conventional crude oil supply under uncertainties. A negative impact of price uncertainty and volatility on investment decision is highlighted, under or without environmental regulation. This negative impact is strengthened by the introduction of a supplementary uncertainty in environmental legal framework.

Cette thèse porte sur les relations franco-algériennes en matière d’hydrocarbure pendant la période 1962-1971. Huit ans après le début de la guerre, l’Algérie accède à l’indépendance. Le pétrole saharien, une des raisons du prolongement du conflit, appartient désormais à la jeune nation. Toutefois, les sociétés pétrolières françaises qui disposent d’un quasi-monopole sur l’industrie des hydrocarbures sauvegardent leurs nombreux avantages accordés à l’époque coloniale. Or, les accords d’Évian de mars 1962 qui garantissent aux sociétés françaises ces avantages sont remis en cause par les dirigeants du Front de libération nationale réunis en congrès quelques mois plus tard à Tripoli. En effet, la nationalisation des hydrocarbures figure parmi les objectifs du parti au pouvoir. L’adoption de la voie socialiste et le départ de la majorité de la population européenne d’Algérie compromettent la stratégie française qui vise à sauvegarder le plus longtemps possible une source de pétrole payable en franc. La thèse répond à la question suivante : quelles stratégies la France va-t- elle adopter pour réussir sa politique de désengagement progressif ? Pour répondre à cette problématique, cette recherche est fondée sur une démarche chronologique. Cette approche permet de mettre en valeur l’évolution des relations pétrolières franco-algériennes de 1962 à 1971. Les sources sont essentiellement les archives du groupe pétrolier TOTAL et celles du Quai d’Orsay. À ces documents qui nous renseignent sur le point de vue français s’ajoutent les archives personnelles du ministre algérien de l’Industrie et de l’Énergie, Belaïd Abdesselam. La thèse démontre qu’à partir du début des années 1960, l’objectif principal de la France est de diversifier ses sources d’approvisionnement et d’atténuer sa dépendance vis-à-vis de l’Algérie. Les ressources en provenance du Sahara sont donc destinées à servir ce projet. En outre, la thèse atteste que les sociétés pétrolières françaises s’investissent le moins possible en Algérie à partir de la seconde moitié des années 1960. Finalement, elle met en évidence les limites de la stratégie pétrolière française de diversification. / After an eight-year war, Algeria gained full independence. Saharan oil, a major reason for the extension of the war, became the property of the new independent republic. On the other hand, French petroleum companies, which had a quasi-monopoly over the oil industry, kept their former privileges. Nevertheless, the Evian Accords of March 1962, which guaranteed these privileges, were challenged by the new Algerian authorities meeting in Tripoli, Libya, a few months later. This was in line with the will of the Algerian governing party to nationalize the gas and oil industry. Finally the adoption of the socialist path by the new leadership, in addition to the departure of the majority of the European population, compromised the French strategy to keep control of Saharan supplies, the more so that they were payable in French francs. This thesis asks the following question: what strategies did France adopt to safeguard its interests in anticipation of the nationalization of the oil industry it considered inevitable? A chronological approach makes it possible to show the evolution of Franco-Algerian relation in the field of oil between 1962 and 1971. Sources are mainly the archives of the French petroleum company TOTAL and the French Foreign Affairs ministry. For the Algerian side, it makes uses of the personal archives of the Algerian minister of industry and energy at the time, Abdesselam Belaïd. The dissertation demonstrates that, starting from the beginning of 1960’s, the main goal of France was to diversify its sources of supply and to diminish its dependency towards Algerian oil. Saharan resources were part of the strategy. In addition, this research shows that, starting in the middle of the 1960’s, French petroleum companies diminished their level of engagement in Algeria to the minimum. Finally, the thesis highlights the limits of the French strategy of diversification of its oil supply.

L’objectif de cette thèse est de mieux comprendre les réactions de craquage thermique des naphtènes (hydrocarbures saturés cycliques) se déroulant dans les réservoirs pétroliers. Les naphtènes, représentant une famille importante de composés dans les huiles « Haute Pression/Haute Température » des gisements profonds, ont fait l’objet de très peu d’études dans ces conditions. La pyrolyse du n-butylcyclohexane a été étudiée à haute pression (100 bar) dans des réacteurs fermés en tubes en or, entre 300°C et 425°C. Le n butylcyclohexane produit majoritairement des n-alcanes (C1 à C4), d’autres naphtènes et des composés aromatiques. Un modèle cinétique complexe a été développé (833 réactions essentiellement radicalaires) ; il rend bien compte de nos résultats expérimentaux jusque 60% de conversion. L’extrapolation du modèle dans les conditions géologiques (température initiale de 160°C, gradient thermique de 2°C/MA et temps de réaction en millions d’années), montre que ce composé commence à se décomposer vers 180°C et que son temps de demi-vie correspond à 200-210°C. D’autres systèmes réactionnels impliquant des naphtènes, ont été également étudiés à 400°C et 100 bar. L’étude de la pyrolyse de la n-butyldécaline montre que cette molécule bicylique possède une réactivité similaire à celle du n-butylcyclohexane. L’étude à 400°C du mélange binaire n-octane/n-butylcyclohexane ne met pas en évidence d’effet cinétique significatif du n-butylcyclohexane sur la décomposition thermique du n-octane, mais l’extrapolation du modèle aux conditions géologiques montre que les naphtènes inhibent la décomposition des n-alcanes à basse température (200°C) et à haute pression (100 bar) / This thesis aims at better understanding the thermal cracking reactions of naphthenes (saturated cyclic hydrocarbons), occurring in petroleum reservoirs. Naphthenes represent a significant fraction of “High Pressure/High Temperature” oils in deeply buried reservoirs; however, studies in these conditions are very limited in literature. The pyrolysis of n-butylcyclohexane is studied in a gold sealed tube reactor between 300 and 425°C, at 100 bar. n-Butylcylohexane mainly leads to n-alkanes (C1-C4), other naphthenes and aromatic compounds. A detailed model is developed (833 reactions, mainly free-radical reactions); a good agreement with our experimental results is reached up to a conversion of 60%. According to simulation results obtained by extrapolating to lower temperature, this compound starts to undergo thermal cracking at 180°C and its time of half-life corresponds to a temperature around 200-210°C, while considering the following burial scenario of an oil reservoir: initial temperature of 160°C and a heating rate of 2°C/MY (Million Years). Other chemical systems including naphthenes, are also studied at 400°C and 100 bar. The study of 1-n-butyldecaline shows, that this bicyclic compound and n-butylcyclohexane have a similar reactivity at 400°C. The study of the binary mixture n-butylcyclohexane/n-octane at 400°C does not provide any significant evidence of a kinetic effect of n-butylcyclohexane on the thermal decomposition of n-octane, but the extrapolation of our model at geological conditions shows that naphthenes are inhibitors of the decomposition of n-alkanes at low temperature (200°C) and at high pressure (100 bar)

Le précalcinateur de cimenterie est un réacteur dans lequel une grande quantité d'énergie thermique est produite par la combustion de solides pulvérisés à des températures modérées : 800 à 1100°C. Les cokes de pétrole sont la principale source d'énergie. Nous nous intéressons dans ce travail aux mécanismes thermochimiques qui sont à l'origine de la formation de polluants de type NO et SO2 lors de leur combustion dans ce réacteur. La première approche est expérimentale : la combustion de 22 cokes a été réalisée en laboratoire au moyen d'un Réacteur à Flux Entraîné à 900°C, dans des conditions thermochimiques proches de celles d'un précalcinateur. Une recherche de corrélations entre les caractéristiques des cokes et les quantités de polluants formées lors de leur combustion a montré qu'aucune relation simple ne prédit les quantités de NO formées. Nous avons donc, dans une deuxième approche, décrit au moyen d'un modèle numérique l'ensemble des phénomènes thermiques et chimiques mis en jeu dans la combustion et la formation des NOX. Des expériences spécifiques ont permis de caractériser les espèce produites par chacune des réactions principales, et de déterminer leurs paramètres cinétiques. Le modèle permet de dégager les mécanismes prépondérants, et de hiérarchiser leur participation à la formation de polluants. Les quantités de NO thermique formées sont négligeables. Le NO du combustible se forme majoritairement au cours de l'oxydation du résidu carboné. Les réactions chimiques en phase gaz contribuent largement à la formation du NO dans la zone de flamme, mais n'ont au final qu'un faible impact sur les quantités de NO présentes. En revanche, une quantité significative de NO est réduite par réaction hétérogène avec le résidu carboné. L'espèce SO2 est formée au prorata de la perte de masse du combustible, au cours de la dévolatilisation et au cours de l'oxydation du résidu carboné. Son interaction avec la chimie des oxydes d'azote a un impact peu significatif.

La notion de syndrome hollandais n'est pas une notion nouvelle mais elle reste toujours d'actualité car l'expansion pétrolière dans un pays en développement produit des effets pervers dans l'économie du pays qui se traduit par la contraction des secteurs produisant des biens échangeables en dehors du secteur en boom et le développement des secteurs produisant des biens non échangeables. Cette thèse se propose à la lumière des théories économiques d'analyser l'impact qu'aura l'exploitation du pétrole au Tchad sur son économie sous la problématique du syndrome hollandais.<br />Malgré plusieurs tergiversations, le Tchad a fini par exploiter son pétrole en mettant en place un cadre structurel pour la gestion des revenus pétroliers bien que constamment violé. Le pays est victime de son inexpérience et de son inorganisation dans le secteur pétrolier car le bénéfice tiré lors de la phase de construction des infrastructures pétrolières est faible pour l économie nationale. Par ailleurs, le projet mis en place pour atténuer les effets pervers de la production pétrolière dans la zone pétrolifère, n'a pas eu les résultats escomptés compte tenu de la complexité du milieu rural et du manque des connaissances de son mode de fonctionnement.<br />Le modèle d'équilibre général calculable calibré sur les données de la matrice de comptabilité sociale du Tchad pour 2000, a montré qu'il se produira une contraction du secteur manufacturier, une croissance des secteurs des services et bâtiments, un développement d'une société de consommation et non de production, avec pour conséquence une dépendance accrue des importations et afin, un mouvement migratoire rural - urbain

Même si le transport par pipelines de bruts conventionnels reste relativement aisé, il devient plus problématique si le brut est composé d'un grand nombre de molécules hydrocarbonées comme les paraffines. Ces bruts paraffiniques ont la particularité d'avoir une température de prise en gel élevée, souvent supérieure à la température de l'environnement dans lequel il s'écoule. Lorsque l'écoulement dans la conduite est arrêté, la température diminue et entraîne la formation de bouchons de gel de plusieurs centaines de mètres. Après un long arrêt, il devient difficile de redémarrer l'écoulement. Le manque de compréhension des phénomènes impliqués lors du transport d'un brut paraffinique conduit à une surestimation des pressions de redémarrage et donc à un surcoût pour les compagnies pétrolières. Ainsi, ces travaux de thèse s'attachent à améliorer la compréhension du comportement d'un brut paraffinique et à enrichir sa modélisation afin que les simulations numériques prévoient des pressions et des temps de redémarrage plus précis. En faisant référence aux travaux théoriques, expérimentaux et numériques, il est décrit le comportement viscoplastique, thixotrope et compressible d'un brut paraffinique. Les propriétés thermiques et mécaniques liées à l'histoire du brut jouent un rôle essentiel sur le comportement du brut au redémarrage. Ainsi, le transport d'un brut paraffinique avant l'arrêt de la conduite correspond à l'écoulement stationnaire non-isotherme dans une conduite 2D axisymétrique d'un fluide viscoplastique dont les propriétés rhéologiques dépendent de la température. Le comportement d'un brut paraffinique au redémarrage est décrit par le déplacement d'un fluide viscoplastique, thixotrope et compressible par un autre fluide. Le caractère thixotrope est pris en compte par le modèle de Houska et la compressibilité est introduite dans le modèle de redémarrage. La loi de comportement est implémentée grâce à une technique de Lagrangien augmenté associée à un algorithme d'Uzawa afin d'appréhender sa non-dérivabilité. Les équations du problème sont discrétisées grâce à une méthode de Volumes Finis et un schéma TVD (Total Variation Diminishing) est utilisé pour traiter les termes de transport. La méthode de résolution habituellement utilisée pour les fluides viscoplastiques incompressibles est adaptée à des situations compressibles. Différents tests numériques sont menés et montrent les bonnes propriétés de convergence des algorithmes de résolution. Les résultats non-isothermes montrent la sensibilité des zones cisaillées/non-cisaillées aux variations de la température. L'influence des effets combinés de la thixotropie et de la compressibilité sur la capacité de redémarrage est également observée. Un fluide thixotrope incompressible ne pouvant être redémarré, peut être remis en écoulement si une compressibilité lui est ajoutée. Enfin, une étude comparative entre les résultats numériques et expérimentaux permet de valider le code numérique.

Lors de catastrophes pétrolières, l'utilisation de dispersant est une stratégie de lutte qui permet le transfert de la nappe de pétrole de la surface vers la colonne d'eau, sous forme de gouttelettes d'hydrocarbure. En milieu côtier, la dispersion d'une nappe de pétrole est une mesure controversée car la faible profondeur de la colonne d'eau ne permet pas une dissémination rapide des gouttelettes d'hydrocarbure et expose ainsi les écosystèmes aquatiques à de fortes concentrations de contaminant. Afin d'évaluer la toxicité de l'application de dispersant en zones côtières, une approche expérimentale a été menée chez des juvéniles de Liza sp. en considérant trois scenarii : (i) la dispersion mécanique de la nappe simulant une dispersion naturelle due aux conditions météorologiques ; (ii) la dispersion chimique de la nappe simulant l'application de dispersant ; (iii) l'absence de dispersion de la nappe simulant son confinement avant récupération. La toxicité de chaque condition a été évaluée au travers d'une mesure de la mortalité sur un groupe d'individu, par l'estimation des performances de nage et de la capacité métabolique au niveau de l'organisme, et par une approche multimarqueur au niveau de l'organe.La comparaison entre une nappe de pétrole non dispersée et une nappe de pétrole dispersée chimiquement montre que l'application de dispersant entraine une augmentation des phénomènes de mortalité et une diminution, au niveau hépatique et branchial, des capacités de défense contre les xénobiotiques. A l'inverse, la comparaison entre une nappe de pétrole dispersée mécaniquement et chimiquement montre que, lorsque l'agitation de la mer est importante, l'application de dispersant ne semble pas potentialiser la toxicité du pétrole.Ces résultats suggèrent que (i) la récupération de la nappe de pétrole devrait être considérée comme une technique de lutte prioritaire sur l'utilisation de dispersant ; (ii) l'application de dispersant pourrait être considérée lors de conditions météorologique appropriées.

L'objet de cette thèse est la modélisation de l'hétérogénéité souterraine. Pour ce faire, nous avons adapté l'approche de simulation multipoints (MP) qui reproduit et conditionne des formes géométriques complexes fournies par des modèles génétiques non conditionnels. Initialement, l'approche MP n'était applicable que moyennant l'hypothèse d'une certaine stationnarité spatiale de l'hétérogénéité. Pour étendre l'approche MP au cas non stationnaire, deux algorithmes ont paru dans la littérature : le modèle Tau et l'algorithme de classement. Les deux révèlent des artefacts géométriques sans pour autant restituer les contraintes non stationnaires. Dans ce travail, nous avons proposé un nouvel algorithme de simulation MP non stationnaire. Il évite des inconvénients des algorithmes existants et intègre des contraintes spatiales continues. Les résultats expérimentaux montrent aussi que notre algorithme a un domaine d'applicabilité bien plus vaste que ceux existants.

En lien avec des procédés de récupération assistée du pétrole, la mise en œuvre d'écoulements biphasiques immiscibles dans des géométries microfluidiques permet d'étudier comment des solutions aqueuses semi-diluées de polymères peuvent modifier la dynamique d'interface entre une phase aqueuse et une phase organique. Nous travaillons dans une géométrie commune en microfluidique (flow focusing), induisant des écoulements élongationnels, avec une phase externe aqueuse polymérique et une phase interne organique newtonienne. Nous observons des formes d'interfaces particulières liées au comportement non newtonien de la phase externe. Les propriétés élongationnelles du polymère favorisent la formation de pointes et de jets de taille micrométrique et les contraintes normales développées par le polymère stabilisent le jet sur de très grandes distances rendant possible la synthèse de microfibres, à partir de ces jets, dans le système. Par ailleurs, nous utilisons des géométries modélisant les configurations rencontrées dans les réservoirs dans l'industrie pétrolière, pour étudier de façon systématique les effets des polymères (viscosité/élasticité) sur le déplacement d'huile, à l'échelle du pore et du réseau. Nous caractérisons l'influence du rapport de viscosité entre les phases, du nombre capillaire et des conditions de mouillage, sur la forme du front polymères/huile et le taux de récupération d'huile. Enfin, nous employons une méthode de traitement de surface en phase sèche permettant d'améliorer l'hydrophilie d'un matériau compatible avec l'utilisation de pétrole pour fabriquer des systèmes aux propriétés de mouillage contrôlées et texturables, jusqu'à l'échelle micrométrique.