Torchage du gaz naturel

Torchage offshore en production (Vietnam).

Torchage d'urgence aval (raffinerie de Feyzin).

Le torchage est la destruction contrôlée et volontaire d'un gaz combustible dans une torchère. Cette opération brûle le gaz sans utiliser son énergie d'aucune façon. Le torchage de gaz naturel, et d'autres gaz combustibles, existe à différentes étapes de la chaîne pétrolière.

Le torchage « en amont » concerne le gaz associé, c'est-à-dire le gaz naturel présent en solution dans le pétrole, qui s'en échappe en raison de la chute de pression à la sortie du puits. Une grandeur importante pour l'industrie pétrolière est le rapport gaz-pétrole, c'est-à-dire la quantité de gaz associé récupéré avec un baril de pétrole. Ce chiffre est très variable d'un gisement à l'autre, et d'une région productrice à l'autre. À titre d'exemple, au Nigeria, un mètre cube de pétrole s'accompagne en moyenne de 278 mètres cubes de gaz naturel (mesuré dans les CNTP)[1].

Le torchage « en aval » concerne du gaz détruit dans les raffineries de pétrole, dans les terminaux de gaz naturel liquéfié, etc. On peut étendre sa définition en incluant les gaz de composition similaires au gaz naturel, comme les gaz de décharge et les gaz de mines de charbon, eux aussi ponctuellement détruits en torchère. Mais, même avec cette définition, l'aval ne génère que 9,4 % du torchage, le secteur amont étant très prépondérant[2].

Le torchage « de routine » (ou « de production ») se distingue de celui d'urgence. Dans le premier cas, le torchage est continu et fait partie du fonctionnement normal de l'installation (c'est le cas pour la très grande majorité de la destruction de gaz associé en amont). Dans le second cas, il s'agit d'une mesure d'urgence, en cas de panne ou pendant certaines opérations de maintenance[3].

Le gaz naturel est un combustible très important, représentant en 2019 23.5% de l'énergie primaire consommée dans le monde[4]. Ainsi, sa destruction volontaire semble paradoxale. Les raisons qui amènent à torcher le gaz naturel associé au lieu de le vendre sont logistiques et économiques. Le marché local du gaz naturel peut être inexistant ou déjà saturé[5]. La région peut manquer d'infrastructures gazières. En outre, techniquement, la production du gaz associé est souvent dispersée sur un grand nombre de puits produisant chacun une quantité faible et irrégulière, et outre la pression du gaz séparé du pétrole qui est faible. Commercialiser le gaz associé implique donc de construire de nombreux compresseurs et un réseau de canalisations pour rassembler la production. Ces opérations sont coûteuses. Pour cette raison, même lorsqu'une demande de gaz naturel est présente dans la région, il est souvent plus lucratif d'y répondre en mettant en production un gisement de gaz non-associé, qui fournira une importante quantité de gaz sous forte pression depuis un petit nombre de puits, plutôt que de valoriser le gaz associé[6].

Sur certains marchés, comme en Russie, le prix du gaz est maintenu artificiellement bas, ce qui dissuade la monétisation du gaz associé[7]. Le gaz naturel peut contenir des quantités variables de CO₂, d'H₂S et autres constituants qui le rendent inutilisable en l'état ; l'exploitant est alors contraint, pour le vendre ou l'utiliser, d'investir dans une unité de purification, ce qui accroît les surcoûts. C'est surtout le cas au Moyen-Orient, où les gaz associés contiennent souvent beaucoup de soufre[8].

éléments d'une torchère.

Les torchères doivent être conçues pour obtenir une combustion le plus complète possible du gaz, normalement plus de 98%. La conception typique d'une torchère comprend un tube principal nourri par le gaz à détruire, et un système de mise à feu avec une flamme pilote. La hauteur de la torchère est déterminée par des normes de sécurité. Pour éviter la formation de fumée, la plupart des torchères injectent de la vapeur d'eau. Cependant, la vapeur d'eau n'est pas toujours la solution retenue, soit par manque local d'eau douce, soit pour réduire le bruit. L'alternative est de brûler le gaz dans un excès d'air[9] - [10].

La banque mondiale évalue la destruction de gaz naturel à 150 milliards de mètres cubes par an. Ce volume a diminué, mais dans une bien moindre mesure qu'espéré : environ 9 % de diminution de 1996 à 2019. Les principaux pays concernés sont données par le graphique ci-contre.

Chiffres mondiaux

150 milliards de m³ de gaz naturel sont brûlés à la torche ou rejetés chaque année[11], soit l'équivalent de 30 % de la consommation annuelle européenne ou 25 % de la consommation annuelle des États-Unis. Les seuls 40 milliards de mètres cubes torchés en Afrique suffiraient à la moitié de la consommation d'énergie de ce continent[12]. Le graphique ci-dessus montre les principaux pays où se produisent ces pertes.

Une grande partie du torchage n'est pas facile à comptabiliser, notamment parce qu'elle peut être niée ou minimisée par l'opérateur pétrolier. Ainsi, les données techniques (mesures de la quantité de gaz brûlé par un débitmètre) sont souvent manquantes ou peu fiables. Pour cette raison, des méthodes d'évaluation de la quantité de gaz torché à partir de l'imagerie satellite ont été développées. Le principe consiste à quantifier le rayonnement infrarouge des torchères sur les images des satellites, et d'utiliser une sélection de sites pour lesquelles les données sont bien connues comme données de calibration. Cette calibration doit être effectuée pour chaque instrument[13]. Les satellites utilisés à cette fin sont les Landsat américains[14] et les satellites européens ERS et ENVISAT[15].

La destruction en torchère du gaz naturel représente la perte d'une ressource non renouvelable. Les 150 milliards de mètres cubes détruits en 2019 correspondent à 4 % de la consommation mondiale de gaz, ou à un tiers de la consommation de l'Union européenne[16]. Dans certains pays, le gaz torché pourrait répondre à une part importante de la demande. Le Nigeria par exemple a produit environ 8 Twh d'électricité en 2020, et pourrait multiplier cette production par 5 en valorisant tout le gaz torché[17].

Sur la base de la quantité de gaz naturel détruite en torchère en 2018, les émissions de CO₂ qui en résultent directement sont d'environ 275 Mt[18], soit environ 0,85 % des émissions mondiales. Cependant, l'impact du torchage en matière de réchauffement climatique ne peut être réduit à ce chiffre : en effet, la combustion du gaz dans les torchères est incomplète. L'efficacité d'une torchère est généralement comprise entre 97 et 98 %, ce qui signifie que deux à trois pour cent du méthane est rejeté sans être brulé. Le potentiel de réchauffement global d'une molécule de méthane rejetée à la place d'une molécule de CO₂ étant 28 fois plus élevé, cette donnée augmente (d'entre 50 et 75 %) l'effet du torchage en matière de réchauffement[19].

Trois pays, à savoir l'Algérie, le Yémen et l'Irak, pourraient en théorie réaliser la totalité de la réduction d'émissions de gaz à effet de serre à laquelle ils se sont engagés dans le cadre de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques par l'élimination du torchage du gaz naturel. Au niveau mondial cependant, la réduction du torchage ne peut contribuer qu'à la marge, de l'ordre de 2 %, à la réalisation des objectifs[2].

Émission de suie d'une torchère au Texas.

Le torchage de gaz naturel est une source majeure de pollution de l'air. La combustion imparfaite des gaz torchés aboutit à une importante production de monoxyde de carbone, de monoxyde d'azote, de dioxyde d'azote et d'oxyde de soufre. Pour ce dernier polluant, le taux est très variable d'une région à l'autre, selon la teneur en soufre du gaz torché[19].

Une étude publiée en 2016 s'est attachée à évaluer les émissions de particules en suspension résultant du torchage dans le Dakota du Nord. Les émissions de 26 torchères ont été mesurées. Le taux d'émission de particules de noir de carbone était, en moyenne de 140 mg de noir de carbone par kg d'hydrocarbure détruit, mais les chiffres sont extrêmement variable (deux ordres de grandeur) d'une torchère à l'autre et selon les moments. L'estimation de la quantité de particules de carbone, résultat du torcharge au niveau mondial, reste très approximative puisque cette étude aboutit à 20 Gg par an, tandis qu'un article antérieur donnait un nombre onze fois plus élevé. Cela reste une source mineure de ce type de pollution comparativement aux moteurs diesel (de l'ordre de 1 300 Gg), mais localement importante[20].

Torchère à Hammerfest, Norvège, dans le crépuscule.

La flamme et la lumière qu'elle émet peuvent être source de pollution lumineuse et perturber l'environnement nocturne, notamment en causant des situations de piège écologique, pour certaines espèces, ce qui peut avoir des conséquences indirectes dans le cas de pollinisateurs, quand ils viennent massivement se brûler dans la flamme. Parmi les exemples illustrant le projet de l'ONU d'Initiative taxonomique mondiale, initié dans le cadre de la mise en œuvre de la convention sur la diversité biologique (CDB), le Secrétariat de la CDB cite[21] à ce propos l'exemple suivant « Les membres d’une famille de papillons nocturnes, appelés « sphinx », pollinisent divers arbres et plantes dans les forêts. Chaque espèce de ces papillons de nuit pollinise une seule espèce végétale, ce qui revient à dire que si un type particulier de papillon est absent les plantes qui dépendent d’elle ne pourront être pollinisées et par conséquent ne pourront se reproduire. Récemment, un taxonomiste travaillant dans une forêt tropicale a remarqué que la torche d’une raffinerie de pétrole voisine attirait et tuait ces papillons mites par centaines. Considérant le nombre d’années depuis la mise en activité de cette raffinerie, on peut estimer sans difficulté le grand nombre de mites tuées, et le nombre de plantes non pollinisées compte tenu de la vaste superficie de la forêt. Sans pouvoir dire ce que ces papillons étaient, cette importante information n’aurait pu être accessible et aucune mesure de réparation n’aurait été prise »[21] - [20].

Le torchage conduit à une combustion incomplète des hydrocarbures, conduisant à toutes sortes de composés nocifs ; si le gaz naturel contient également de l'H₂S ou d'autres impuretés, alors cet effet est bien plus important[22]. Les effets concernent aussi bien les populations humaines que l'agriculture (pluies acides, métaux lourds) ; les communautés nigérianes situées à proximité des torchères s'en sont plaintes[23].

Le torchage pétrolier-gazier disperse aussi dans l'environnement des radionucléïdes dont le radon (²²⁶Ra, ²²⁸Ra) et le potassium-40 qu'on retrouve par exemple dans l'eau de boisson issues des puits et eaux de surfaces autour des zones d'exploitation pétrolières du delta du Niger, en quantité très supérieure aux recommandations OMS et de la Commission internationale de protection radiologique selon une étude publiée en 2013[24] - [25].

La Banque mondiale a mis en place plusieurs indicateurs servant à mesurer l'étendue du torchage et l'efficacité des politiques de réduction[26] :

• L'intensité du torchage ((en) flaring intensity) est le volume de gaz détruit en torchage (dans un pays, un gisement, ou une compagnie pétrolière) pour un baril de pétrole extrait.
• L'indice d'importation du torchage ((en) Imported Flare Gas Index) concerne les pays importateurs : il exprime la quantité de torchage de gaz « contenu » dans un baril de pétrole consommé dans le pays, selon l'origine de ses importations.

En 2001, une initiative mondiale est lancée par la Norvège et la Banque mondiale pour étudier la question. Elle constate que les principaux obstacles à la réduction des gaz torchés sont :

• l'augmentation de la production mondiale de pétrole, qui entraîne une augmentation consécutive de la production de gaz associés ;
• les contraintes majeures entravant le développement des marchés gaziers, l'infrastructure du gaz, et les projets de réduction de gaz torchés, qui exigent souvent une approche de collaboration avec les parties prenantes principales, en principe avant le démarrage des projets d'exploitation.

L'initiative est transformée en partenariat public-privé mondial pour la réduction des gaz torchés (GGFR) au Sommet mondial sur le développement durable en 2002 à Johannesbourg[27]. En plus de la Banque Mondiale, ce partenariat inclut actuellement BP, Chevron, Eni, ExxonMobil, Hydro, Royal Dutch Shell, Equinor, Total, et les gouvernements ou entreprises pétrolières nationales de l'Algérie, l'Angola, le Cameroun, le Canada, le Tchad, l’Équateur, la France[11], la Guinée équatoriale, l'Indonésie, le Nigeria, la Norvège, et les États-Unis, avec d'autres entreprises et pays qui devraient le rejoindre[28]. Le partenariat incluant maintenant l’OPEP couvre près de 70 % des rejets à l’atmosphère et du torchage au monde. Le but du GGFR est de soutenir les gouvernements nationaux et l'industrie du pétrole dans leurs efforts pour réduire l’évacuation et le torchage des gaz associés à l'extraction du pétrole brut. Le GGFR se concentre sur quatre secteurs d'activité[29] :

• la commercialisation des gaz associés, y compris le développement du marché intérieur et l'accès aux marchés internationaux ;
• le développement des réglementations légales et fiscales pour les gaz associés ;
• la mise en application de la norme de réduction qui a été développée par le partenariat ;
• le développement de capacité relatif aux crédits carbone pour les projets de réduction des gaz torchés et évacués[30].

La norme mondiale volontaire pour la réduction des gaz évacués et torchés[31] - [27] fournit les conseils sur la façon de réaliser des réductions de l’évacuation et du torchage des gaz associés à la production du pétrole brut. L’ensemble des projets actuels du GGFR devrait permettre d’éliminer près de 32 millions de tonnes de gaz à effet de serre d’ici 2012[32].

Les mécanismes de développement propre, créés dans le cadre du Protocole de Kyoto, permettent à une nation de vendre des crédits d'émission quand elle fait la preuve qu'elle a économisé un montant donné d'émissions de CO₂ ; les réductions de torchage et de rejet entrent dans ce cadre, ce qui modifie notablement l'économie des opérations ; des opérations de ce type sont déjà en cours en 2007, principalement en Inde et au Kenya[33] - [34].

C'est le volume et la composition du gaz associé qui vont orienter son emploi. Si le gaz est disponible en grandes quantités, il va justifier financièrement d'installer une usine de purification et un gazoduc, éventuellement en cumulant la production de plusieurs puits voisins, pour la production de Gaz de pétrole liquéfié (GPL).

Si les torchères sont faciles à observer de loin, le rejet direct (gas venting (en)) de gaz naturel est quasiment indétectable (sauf en imagerie infrarouge). Ainsi, une politique stricte de pénalisation du torchage pourrait avoir pour effet pervers d'inciter certains opérateurs pétroliers à favoriser le rejet sans flamme sur la perche de torchage, avec alors des conséquences bien plus graves en matière de climat[35].

Le premier moyen de réduire le torchage du gaz naturel est de ne pas le produire, en améliorant les conditions de gestion, au cas par cas ; ces conditions sont fréquemment associées à l'écoulement biphasique des hydrocarbures :

• à Farmington (Nouveau-Mexique), sur un puits à gaz présentant une quantité variable de condensats, une meilleure gestion a permis d'éviter les mises à l'air ou mises à la torche intempestives par un meilleur pilotage des surpressions[36] ;
• sur le site de Kokdumalak, un meilleur pilotage du débit d'huile a permis de réduire la quantité de gaz associé extraite, améliorant ainsi le pourcentage de récupération et la durée de vie du puits[37].

Cette méthode est classiquement utilisée dans le cadre de la récupération assistée du pétrole ; elle permet de maintenir une pression de fond plus élevée, et donc d'améliorer le pourcentage de récupération du pétrole, ce qui rend l'opération rentable ; cependant, si le gaz est acide (présence de CO₂ ou d'H₂S), il exige des matériels et canalisations résistants à la corrosion. Du point de vue de l'exploitant, ce gaz n'est pas perdu, il reste disponible à l'exploitation future[38]. Ainsi, le principal gisement de pétrole norvégien, Statfjord, a été exploité pendant trois décennies en réinjectant l'essentiel du gaz associé dans le gisement. Au cours des années 2000 , très peu de pétrole extractible restant dans le gisement, l'infrastructure a été modifiée pour que le gisement soit désormais exploité pour le gaz[39].

Selon les caractéristiques du gisement, il n'est parfois pas possible de réinjecter la totalité du gaz associé sans l'endommager. Une solution est alors parfois d'injecter une partie du gaz dans une formation souterraine poreuse disponible à proximité, comme un aquifère de grande profondeur – c'est une méthode similaire à celle utilisée pour stockage saisonnier du gaz. Le gaz ainsi stocké reste disponible pour une extraction future, si le contexte économique évolue et la rend viable[40].

Il s'agit de produire localement, en petite quantité, du gaz naturel liquéfié (GNL), qui peut alors être expédié par des citernes adiabatiques sur camion. Il peut alors alimenter une station-service ravitaillant des véhicules l'utilisant comme carburant, ou être livré à des localités ou des installations industrielles non reliées au réseau principal de gaz naturel. À la fin des années 2010 sont apparues des installations mobiles de production de GNL. Déplacées par camions, elles peuvent être installées rapidement à proximité d'un puits, et déplacées au besoin[41].

Concernant l'offshore, la vente de gaz sous forme comprimée par navires pourrait être un moyen de valoriser de petites productions sans demander les investissements considérables requis pour la liquéfaction, mais il n'existe encore aucune réalisation concrête[42].

Il s'agit d'installer, à proximité immédiate du gisement, une machine qui utilise le gaz naturel associé pour produire de l'électricité, du travail mécanique, de la chaleur ou une combinaison de ces énergies. Il peut s'agir d'une chaudière, d'un moteur à pistons, d'une turbine à gaz, d'une centrale cycle combiné, ou même le minage de cryptomonnaie[43].

Le moteur à combustion interne est une bonne option pour un petit débit de gaz. De nombreux modèles de moteurs compatibles avec le gaz naturel, allant de quelques dizaines de kW à quelques MW, sont disponibles sur le marché. Un moteur peut utiliser le gaz associé d'un ou plusieurs puits de pétrole et produire de l'électricité pour les besoins de l'exploitation et pour l'injection sur le réseau électrique. Cependant, à de rares exceptions près, les moteurs disponibles sont conçus pour fonctionner avec un gaz naturel épuré, c'est-à-dire du méthane presque pur. L'utilisation directe du gaz associé, qui contient des gaz inertes et des hydrocarbures plus lourds (butane, propane), pose des problèmes de stabilité. Il faut ainsi soit brider le moteur (en utilisant un mélange pauvre) soit passer par un traitement, rudimentaire, du gaz naturel[44].

Une autre possibilité est d'installer, à proximité des puits, de petites usines pétrochimiques, transformant le gaz naturel en un produit plus facile à transporter.

Dans cette catégorie rentre notamment le craquage pour la production de méthanol, un produit pétrochimique de base, utilisé par plusieurs industries (plasturgie, peintures, explosifs, , etc.). Le méthanol est liquide à température ambiante, donc facilement transportable. Les unités de craquage de petite taille, pouvant être installées à proximité des puits, sont encore rares[45].

L'urée dérivant de l'ammoniac, ces deux produits, qui sont à la base de l'industrie des engrais de synthèse, sont généralement fabriqués en association. L'ammoniac est un gaz dans les conditions ambiantes, mais se liquéfie facilement, l'urée est un produit granulaire facile à transporter[46].

La production de carburant synthétique à partir du gaz associé, par Procédé Fischer-Tropsch, a souvent été présenté comme un autre moyen de valoriser le gaz associé. Cependant, la production de carburant synthétique à petite échelle n'est pas une technologie mature, et l'équation économique que la rendrait viable reste complexe[47].

Chiffres pour l'ex-URSS

Régions pétrolières en Russie et en ex-URSS.

La Russie est le pays du monde qui détruit le plus de gaz en torchère. La banque mondiale, sur la base des données satellites, estime le volume détruit à près de 25 milliards de mètres cubes en 2020[48]. L'essentiel du torchage a lieu dans des gisements de Sibérie occidentale exploités par les deux conglomérats publics, Rosneft et Gazprom Neft. Le gouvernement a fixé pour objectif de réduire la torchage à 5 % du gaz associé, mais cet objectif est loin d'être atteint[49].

Après une période de réduction, le torchage a à nouveau augmenté à la fin des années 2010, en raison de la mise en service de nouveaux gisements de pétrole qui ne sont pas reliés au réseau de gaz naturel. Les compagnies privées Surgutneftegas et Lukoil valorisent quasiment 100 % du gaz associé, contrairement à Rosneft[50].

Les producteurs de pétrole d'Asie centrale (Kazakhstan, Turkménistan, Ouzbékistan, Azerbaïdjan) ont réussi à réduire de façon considérable la destruction de gaz associé. Le Kazakhstan affiche d'ailleurs la plus importante réduction (en valeur absolue) de torchage de gaz au monde pendant la décennie 2010[51].

La destruction de gaz en torchère était tombée à un niveau très bas aux États-unis à la fin du XX^e siècle, mais a connu un très important rebond depuis l'an 2000, en raison de la croissance de la production de pétrole de schiste dans les États du Dakota du Nord et du Texas. Le volume de gaz torché aux États-Unis a ainsi été multiplié par six entre 2000 et 2019, toute l'augmentation venant de ces deux États. Les États-Unis sont revenus en 3^e position mondiale du volume de gaz détruit en torchère, même si, reporté à l'énorme production de gaz du pays, seuls 1,3 % sont ainsi éliminés[52]. Une majorité du torchage vient de puits qui sont pourtant connectés au réseau de gaz naturel, mais celui-ci ne peut absorber toute leur production. L'une des raisons est le caractère non pérenne de la production des puits de schistes utilisant la fracturation hydraulique. Leur production de pétrole, et donc de gaz associé, est très importante les premiers mois, puis décline extrêmement vite. Ainsi, construire une infrastructure suffisante pour évacuer tout le gaz au pic de la production est économiquement rédhibitoire, puisqu'après quelques mois elle serait sous-utilisée[53].

Après 2020, du fait d'un brutal ralentissement des forages de pétrole de schiste et de l'adoption de nouvelles règles, les volumes détruits en torchère ont été fortement réduits[54].

Parmi les grands producteurs de pétrole, le Canada fait partie de ceux qui ont quasiment éliminé le torchage. Il était évalué à 1,2 milliard de mètres cubes en 2018[55]. L'Alberta, où se concentre la production de pétrole du pays, dispose d'un vaste réseau de gaz naturel, en outre la réinjection souterraine de gaz associé et de sous-produits de gaz est très développée[56]. La quantité de gaz torché en Alberta a été réduite de 80 % entre 1996 et 2010[57].

Le Mexique détruit d'importantes quantités de gaz associé en torchère, et les quantités ont augmenté à la fin des années 2010 (malgré une diminution de la production de pétrole). Cette situation a été reliée par des observateurs à des problèmes d'infrastructures, notamment des déficiences dans l'épuration du gaz, qui contient beaucoup de diazote dans son état brut, et ne peut donc être commercialisé sans un traitement adéquat[58].

Le Venezuela, est, de loin, le pays qui détruit le plus de gaz en torchère sur le continent sud-américain. Avec environ 8 milliards de mètres cubes en 2021, il se classe au 5e rang mondial. C'est aussi, parmi les grands pays producteurs de pétrole, celui qui détruit le plus de gaz en rapport avec la quantité de pétrole extraite[59]. Le pays n'a jamais réussi à réduire sensiblement le torchage, ses difficultés politiques et économiques répétées ayant empêché tout progrès des projets visant à valoriser le gaz associé[60].

Trinité-et-Tobago a engagé des contacts avec le Venezuela pour tenter de s'associer à la valorisation du gaz. En effet, ce pays dispose d'une usine d'exportation de GNL (Atlantic LNG à Point Fortin) et d'installations pétrochimiques, qui ne fonctionnent plus à pleine capacité, en raison de l'épuisement des gisements. Hors, des gisements vénézueliens situés à proximité détruisent massivement du gaz associé. Trinidad propose donc de servir d'intermédiaire pour la valorisation de gaz venezuelien[61].

La Colombie, producteur de pétrole de deuxième plan, est citée comme pays ayant réussi à réduire fortement la destruction en torchère de gaz : d'un milliard de mètres cubes en 2012, le volume détruit est tombé à 300 millions en 2021. Des lois strictes ont été passées, prévoyant des sanctions financières en cas de torchage de gaz[59]. La Colombie apparait comme un leadeur régional en la matière, avec une réduction importante non seulement du torchage, mais aussi des émissions parasite de méthane[62].

En Argentine, la destruction en torchère de gaz associé a plus que doublé entre 2017 et 2021. C'est une situation analogue à celle observée aux États-Unis : le retour du torchage est dû à l'augmentation de la production de pétrole de schiste, extrait de la formation de Vaca Muerta[63]. Fin 2022, l'ONG 350.org publie un rapport dénonçant les externalités du boom pétrolier de Vaca Muerta, dont celles liées au torchage de gaz[64].

Au Brésil, Petrobras, qui contrôle 95% de la production nationale de pétrole[65], affirme que plus aucune de ses installations ne brûle en routine le gaz naturel, tout le gaz associé étant réinjecté ou vendu dans le réseau. Le volume de gaz torché a diminué d'année en année, seul du torchage d'urgence subsiste[66].

En Équateur, la production de pétrole est concentrée à l'est du pays, dans des régions difficiles d'accès, ce qui complique la valorisation du gaz associé. Une partie est détruite en torchère, cependant après extraction du GPL, pour lequel un important marché national existe. En 2021, une importante décision de justice a donné raison à des habitants de la région qui poursuivaient les compagnies pétrolières pour les préjudices dus aux torchères[67].

Concernant Trinité-et-Tobago, où il existe une importante infrastructure gazière (exportation de GNL et production pétrochimique), la destruction de gaz en torchère a été fortement réduite en reliant les plate-formes pétrolières au réseau de gaz. Le pays valorise son gaz en exportant du gaz naturel liquéfié et des produits pétrochimiques[68].

Classé 3^e par le volume de gaz détruit en torchère, l'Iran brûle ainsi principalement du gaz associé provenant des gisements de pétrole exploités depuis longtemps au Khuzestan. En 2020, le pays affirme avoir réduit d'un quart la quantité de gaz torché relativement à l'année précédente[69]. En janvier 2021, une importante usine de traitement de gaz naturel a été inaugurée à Bidboland dans cette région. Elle traite le gaz associé de plusieurs gisements pour les injecter dans le réseau de gaz, commercialise hydrocarbures plus lourds extraits du gaz (butane, propane), et réinjecte en sous-sol et le gaz acide (CO₂ et H₂S)[70].

Environ la moitié du gaz associé produit par les gisements de pétrole irakiens est détruit en torchère. Selon la banque mondiale, l'Irak a détruit 17,5 milliards de mètres cubes de gaz naturel en torchères en 2021. C'est environ 12 % du total mondial, et ce chiffre fait de l'Irak le deuxième responsable mondial de torchage. Le volume de gaz torché a augmenté de 41 % entre 2012 et 2021, proportionnellement à l'accroissement de la production de pétrole[59]. Cette destruction massive de gaz intervient alors même que l'Irak doit importer du gaz naturel iranien pour répondre à ses propres besoins en énergie, et ne produit pas assez d'électricité pour répondre à sa demande. Le gouvernement ambitionne, en 2022, de réduire de 90 % le torchage de gaz à l'horizon 2024, objectif jugé irréaliste par des observateurs du secteur. Plusieurs usines de traitement de gaz sont en construction dans le sud du pays, et sont destinées à épurer le gaz associé des grands gisements de cette région, la première doit entrer en service en 2023[71].

Le sultanat d'Oman a détruit environ 2,5 milliards de mètres cubes de gaz par torchage en 2020[72], chiffres qui en font approximativement le 10^e responsable de torchage de gaz au monde, et le troisième au Moyen-Orient, très loin derrière l'Iran et l'Irak[73]. En 2022, un accord est signé avec une entreprise américaine dont le modèle économique est de placer des génératrices électriques et des centres de données à proximité des sites pétroliers pour valoriser le gaz[72].

Le Qatar est un des plus gros producteurs de gaz naturel du monde, détenant le plus grand gisement avec North Dome, tandis que sa production de pétrole est, en comparaison, relativement modeste[74]. Le principal gisement de pétrole du pays, Al-Shaheen, détruisait une grande quantité de gaz associé en torchère au début de son exploitation, mais en 2012 les exploitants annoncent que le torchage a été réduit de 90%[75]. Concernant l'aval, important dans le pays, le terminal d'exportation de gaz naturel liquéfié de Ras Laffan, le plus grand du monde, a fait, au cours des mêmes années, l'objet d'amélioration permettant de récupérer et reliquéfier le méthane s'évaporant des réservoirs, éliminant la quasi-totalité du torchage[76].

L'Arabie saoudite est souvent citée en exemple par sa politique réussie d'élimination du torchage du gaz naturel. Le torchage était omniprésent dans le royaume jusqu'aux années 1970, mais la mise en place d'un réseau de gaz naturel et d'usine de traitement a permis d'utiliser presque tout le gaz associé. Il subsiste un petit volume de torchage d'urgence[77].

Le Koweit fait partie des producteurs qui ont éliminé le torchage du gaz. En avril 2022, la Kuwait Oil Company annonce que seul 0,5% du gaz associé est encore détruit en torchère dans le pays[78]. Ce chiffre était encore de 17% en 2005. Le Koweit ne possède presque pas de gisements de gaz non-associé, ainsi la valorisation du gaz associé est (avec les importations) nécessaire pour répondre à sa demande. Les 26[79] grandes installations industrielles qui centralisent le pétrole et le gaz des puits du pays ont été équipées pour valoriser au mieux le gaz associé. Le traitement du gaz associé a aussi dégagé une importante production de GPL[80].

Selon la banque mondiale, l'Algérie a torché 9,3 km³ de gaz naturel en 2020, ce qui place le pays en 5^e position mondiale[81]. Le gaz associé du principal gisement de pétrole, Hassi Messaoud, est valorisé depuis 2017[82].

Dans le delta du Niger.

Bien que formellement interdit depuis 1984, le torchage de gaz naturel a continué à une très grande échelle au Nigeria, et a souvent été dénoncé dans le pays, comme une illustration de la corruption et du manque d'autorité de l'État. Shell a historiquement été responsable de la plus importante part du torchage dans ce pays[83]. Un terminal d'exportation de gaz naturel liquéfié a été inauguré en 2000 (Nigeria LNG), et sa capacité a été augmentée graduellement. La réinjection souterraine et l'utilisation locale du gaz se sont développées également, et la proportion de gaz torché a diminué considérablement de 2001 à 2018, passant approximativement de 50 % de la production brute à 10 %[84].

Torchère d'une installation pétrolière libyenne.

La Libye a détruit en torchère six milliards de mètres cubes de gaz en 2021, soit 4% du total mondial. Depuis la chute de la Jamahiriya arabe libyenne en 2011, le pays reste instable et la production de pétrole a beaucoup fluctué d'une année sur l'autre, et le volume de gaz torché également par conséquent. L'intensité de torchage est de l'ordre de 13 mètres cubes de gaz torché pour un baril de pétrole extrait[85]. L'infrastructure de traitement du gaz associé est très insuffisante dans le pays, d'où le torchage de routine massif[86]. Un terminal d'exportation de gaz naturel liquéfié a été construit à Marsa El Brega en 1970, il n'est plus opérationnel depuis 2011[87].

La production de pétrole en Angola est beaucoup plus récente qu'au Nigeria, l'Angola n'est devenu un producteur majeur qu'au cours des années 2000. La production est presque entièrement offshore, au large de l'enclave de Cabinda. Une partie du gaz est réinjectée dans les réservoirs, et une petite quantité sert aux besoins énergétiques des plates-formes elles-mêmes, mais le reste est souvent détruit en torchère[88].

Le projet Angola GNL, visant à faire du pays un exportateur de gaz naturel liquéfié, est entré en service en 2013[89].

La production de pétrole en Égypte est répartie sur trois bassins sédimentaires : l'un se trouve dans le golfe de Suez, les deux autres dans le nord-ouest du pays. La destruction de gaz en torchère est répartie de façon assez égale entre ces trois bassins producteurs. La réduction du torchage est d'autant plus prioritaire que l'Égypte peine à répondre à sa demande énergétique[90].

Le Congo-Brazzaville est le troisième producteur de pétrole en Afrique subsaharienne. Sa production est presque entièrement offshore. Une grande partie du gaz associé est brûlé en torchères[91]. La compagnie italienne ENI, qui est un des principaux opérateurs pétroliers dans le pays, compte démarrer une petite unité flottante de liquéfaction en 2023, et une plus importante en 2025, qui devraient convertir une partie du gaz actuellement détruit en GNL pour l'exportation[92].

Malgré la présence d'un vaste réseau de gaz naturel et une demande de gaz en hausse, environ 3.3% (vers 2012) de la production brute de gaz en Chine est détruite en torchère. De plus, la quantité de gaz ainsi détruit a augmenté au cours des années 2010. Cela s'explique par le fait que la production de pétrole et de gaz associé a diminué dans les « vieux » gisements du nord-est du pays (comme Daqing), très bien reliés au réseau de gaz, tandis qu'elle a augmenté dans les gisements situés au centre et à l'ouest du pays, beaucoup plus isolés géographiquement[93].

Torchère du Sabah Oil and Gas Terminal, Malaisie.

Malgré la présence d'une vaste infrastructure d'exportation de gaz naturel liquéfié, la Malaisie, l'Indonésie et Brunei détruisent d'assez grosses quantités de gaz en torchère, même si le volume est nettement orienté à la baisse. L'Indonésie a réduit de moitié en dix ans le volume de gaz détruit en torchère et a l'objectif d'éliminer totalement le torchage de routine avant 2030[94].

La production de pétrole est de gaz thaïlandaise est pour l'essentiel offshore, venant de gisements de taille modeste situés dans le golfe de Thaïlande[95]. La compagnie pétrolière, PTTEP, a considérablement réduit le torchage en reliant les plate-formes pétrolières au réseau de gaz pour commercialiser leur gaz associé[96].

En mer du Nord, principale région pétrolère d'Europe occidentale, le réseau de gaz a été mis en place dès le début de l'exploration, et la réinjection de gaz dans les gisements a été largement pratiquée, ainsi, le gaz n'a jamais été brûlé en routine. La Norvège, le Danemark, le Royaume-Uni ont des taux très faibles de torchage de gaz[97].

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• Gaz à effet de serre
• Suie
• NOAA : chiffrages mondiaux indépendants depuis 2002
• Association de la pratique du torchage avec la répression policière dans les mêmes zones du Nigeria
• La Révolte des Ogonis a mis fin aux torchages sur leurs terres

• Carbonisés, Les pétroliers ennemis du climat sur Arte