Analyse
L’annonce de Santos du 24 août sur Meridian décrit un projet de gaz de houille avec 280 puits producteurs et une production totale de 47 térajoules par jour. Elle ne fournit ni volumes d’eau produite, ni hauteurs de pompage, ni consommation électrique de ces puits. Elle constitue donc un contexte, pas des données de valorisation du site. Un circuit d’eau fictif distinct illustre comment séparer l’électricité de levage des frais de gestion dépendant du volume, sans attribuer une charge d’eau moyenne à chaque puits de gaz.
Supposons une densité d’eau de 1 000 kilogrammes par mètre cube, une gravité de 9,81 mètres par seconde carrée, une élévation de 100 mètres et un rendement global électrique-hydraulique de 65 %. Ce rendement couvre l’entrée électrique jusqu’au travail hydraulique utile ; aucun second abattement pour le moteur n’est appliqué. Supposons un prix électrique de 0,12 dollar américain par kilowattheure et des frais distincts de gestion de 2 dollars par mètre cube, hors cette électricité. Tous les paramètres sont illustratifs, pas des mesures publiées de Meridian ou un tarif local.
Pour le volume quotidien V, l’électricité de levage est E = ρ × g × H × V ÷ (η × 3 600 000), en kilowattheures par jour. À 1 000 mètres cubes par jour, on obtient 419,23 kWh/j, 50,31 dollars/j d’électricité et 2 000 dollars/j de gestion, soit 2 050,31 dollars/j au total. À hypothèses inchangées, 500 et 1 500 mètres cubes par jour donnent 1 025,15 et 3 075,46 dollars/j. Le graphique présente ces trois cas, pas des observations historiques ou une distribution de probabilité.
Dans le cas central, l’électricité représente environ 2,5 % de la facture combinée modélisée. Passer de 65 % à 75 % de rendement à hauteur et volume constants ramènerait l’électricité à 363,33 kWh/j, économisant environ 6,71 dollars/j avant coûts d’équipement. Cette comparaison expose l’arithmétique des hypothèses, sans justifier un achat réel. Une baisse du volume réduit aussi les frais de gestion dans cet exemple ; toutefois, un réservoir réel peut nécessiter une évacuation d’eau. Restreindre arbitrairement le pompage pourrait affecter la récupération du gaz.
Les 100 mètres désignent uniquement l’élévation, pas la profondeur du puits ni un rabattement mesuré. Frottement des conduites, contre-pression, énergie de traitement, chimie de l’eau, transport, stockage, entretien et coûts de capital sont exclus. Une évaluation réelle exige des mesures synchronisées de débit, pression et électricité, les courbes de pompe, les contrats de gestion et les contraintes opérationnelles. Volume et densité peuvent évoluer. Ces coûts journaliers ne sont ni un netback d’hydrocarbures ni un bénéfice par puits ; ils ne donnent aucune prévision de réservoir, modèle entraîné ou rendement réel du projet.