Encyclopédie des ressources de Rasken

Rasken et le pétrole

D'après le ministère des ressources de Rasken, les réserves extractibles restantes de pétrole au 1er janvier 2011 sont d'environ 6,5 Gbbl. Soixante-dix pour cent de ces réserves sont constituées de brut léger, le reste étant constitué de brut moyen.
Actuellement, Rasken possède quatre gisements de pétrole, dont Erdschatten, situé dans les montagnes, qui est le plus grand gisement du pays. Découvert en 1949, il fournit 25 % de la production nationale.
Le nombre actuel de puits d'exploitation s'élève à 215 et la production de pétrole du pays, par le biais de sa compagnie nationale Apex Energy, s'élève à 560 000 barils par jour, soit 204 400 000 barils par an.
L'Apex Energy affirme qu'il reste environ 2,2 Gbbl de réserves à Erdschatten et que le gisement pourra être exploité jusqu'en 2072.



Gisement d'Erdschatten : 12 097 085 834 Barils initialement en place
Taux de récupération = 46%
5 564 659 484 Barils extractible
3 364 252 213 Barils déjà produit
2 200 407 271 Barils restants
25% de la production journalière en 2010 = 140 000 Barils par jour
Fermeture du dernier puits : 2072

Cette affirmation paraît au premier abord étrange, voire impossible, car cela voudrait dire que le gisement aurait été exploité pendant près de 123 ans, ce qui est énorme. Mais en y regardant de plus près, on réalise que cette longévité n'est pas unique à ce gisement. En effet, les deux autres gisements plus importants, Eisenbrand (1,8 Gbbl) et Feuerklang (1,8 Gbbl), découverts respectivement en 1923 et 1924, seront tous les deux exploités jusqu'en 2064, soit 141 ans d'exploitation pour Eisenbrand et 140 ans pour Feuerklang.



Gisement d'Eisenbrand : 12 377 261 717 Barils initialement en place
Taux de récupération = 40%
4 950 904 687 Barils extractible
3 116 413 581 Barils déjà produit
1 834 491 106 Barils restants
23,21% de la production journalière en 2010 = 130 000 Barils par jour
Fermeture du dernier puits : 2064





Gisement de Feuerklang : 9 649 983 087 Barils initialement en place
Taux de récupération = 40%
3 859 993 235 Barils extractible
2 025 502 129 Barils déjà produit
1 834 491 106 Barils restants
23,21% de la production journalière en 2010 = 130 000 Barils par jour
Fermeture du dernier puits : 2064



Cette longévité est expliquée par la politique énergétique du pays. En effet, avant la découverte des gisements, le pays achetait son pétrole à l'étranger, créant une dépendance à ces pays étrangers. Lorsque les gisements furent découverts, le gouvernement décida d'appliquer une loi stricte en matière de politique énergétique. Cette politique énergétique interdisait pratiquement à la compagnie nationale Apex Energy de vendre des matières premières à l'étranger, ce qui garantissait que la production de pétrole était à peine supérieure à la consommation chaque année. Cela explique pourquoi les gisements ont été économisés malgré leur taille relativement moyenne.

C'est également cette politique qui explique que le quatrième gisement, Lagerstätte (0,6 Gbbl), sera fermé en 2032, même s'il n'a été découvert qu'en 1999. En effet, ce gisement, malgré sa modeste taille par rapport aux trois autres, est le premier du pays en termes de production. Si l'on remonte un peu dans le temps, on peut voir que ce gisement arrive à point nommé.

En effet, selon les dires de la compagnie nationale, le déclin de la production aurait dû arriver en 2001. Cependant, cela n'a pas été le cas, comme nous pouvons le voir sur ce graphique. La compagnie, constatant que ses gisements vieillissaient, a décidé de développer rapidement Lagerstätte, ce qui a entraîné une envolée de la production. Cela a permis de réduire la production des trois autres gisements tout en maintenant un débit constant.



Gisement Lagerstätte: 4 299 672 870 Barils initialement en place
Taux de récupération = 27%
1 160 911 675 Barils extractible
547 500 000 Barils déjà produit
613 411 675 Barils restants
28,58% de la production journalière en 2010 = 160 000 Barils par jour
Fermeture du dernier puits : 2032



Cependant, comme tout rêve a une fin, l'indépendance en matière de pétrole touche à sa fin. En effet, après plus de 87 ans de bons et loyaux services, nos gisements semblent se diriger vers leur retraite, car il semblerait que la production du pays commence à décliner. La question que vous me poseriez alors est : "Mais quand se produira ce déclin ?" Et je vous répondrais : certainement l'année dernière. En effet, la politique énergétique du pays a toujours veillé à ce que la production soit supérieure d'au moins 10 000 barils par jour par rapport à la consommation. Or, l'année dernière, la consommation a été légèrement supérieure à la production.


Pour conclure,
Il semble que Rasken doive désormais faire face à une nouvelle réalité : la fin de son statut d'exportateur de pétrole et l'entrée dans une ère de dépendance accrue vis-à-vis des importations. La politique énergétique du pays devra évoluer pour s'adapter à cette nouvelle donne et assurer la transition vers des sources d'énergie alternatives et durables. Le déclin de la production pétrolière mettra en évidence l'importance de diversifier les ressources énergétiques et de promouvoir des solutions plus respectueuses de l'environnement.

Cependant, malgré cette évolution inévitable, il reste encore deux zones prometteuses dans le pays qui n'ont pas encore été explorées. Ces zones, connues sous les noms de "Mer blanche" et de "Plateau de Cristal", suscitent un grand intérêt au sein de l'industrie pétrolière. Les experts estiment qu'elles pourraient abriter des réserves significatives de pétrole et de gaz, offrant ainsi une lueur d'espoir pour l'avenir énergétique de Rasken.
L'Apex Energy avait reçu des autorisations en 2008 de la part du gouvernement afin d'obtenir des concessions sur le Plateau de Cristal pour procéder à des prospections en vue d'obtenir une carte détaillée du sous-sol. Les résultats étaient attendus pour 2009, mais en raison de la guerre civile, ils devraient être publiés ce mois-ci.

La découverte potentielle de nouveaux gisements dans ces zones inexploitées pourrait prolonger la période d'indépendance énergétique de Rasken et fournir une transition plus fluide vers des sources d'énergie alternatives. Cependant, il est crucial que ces explorations soient menées de manière responsable et respectueuse de l'environnement, en tenant compte des conséquences potentielles sur les écosystèmes fragiles de ces régions.

Dans l'ensemble, l'avenir énergétique de Rasken dépendra de sa capacité à s'adapter aux réalités changeantes du secteur énergétique mondial. La transition vers des sources d'énergie alternative comme le nucléaire et la diversification de son mix énergétique seront des défis clés à relever. Tout en explorant de nouvelles possibilités, Rasken devra également mettre l'accent sur la conservation de l'énergie, l'efficacité énergétique et la recherche de solutions innovantes pour répondre aux besoins énergétiques de sa population.

Apex Energie, la société nationale de production d'énergie, est ravie de dévoiler les résultats exceptionnels de l'étude approfondie du sol menée sur le plateau de Crystal. Cette vaste plaine, située entre 3950m et 4120m d'altitude, a révélé des indices prometteurs de la présence d'hydrocarbures, ouvrant ainsi de nouvelles perspectives pour le potentiel énergétique de notre pays.

Au cours de cette étude minutieuse, Apex Energie a utilisé des technologies de pointe pour évaluer la composition et la structure du sous-sol du plateau de Crystal. Les résultats sont enthousiasmants, révélant la présence de six gisements d'hydrocarbures, chacun avec ses propres caractéristiques distinctes.

Voici une liste détaillée de ces six gisements, comprenant le volume extractible, le taux de récupération, le volume en place et la profondeur respective :

1. Gisement Glutglimmer :
◦ Volume en place : 62 Gbbl
◦ Taux de récupération : 45%
◦ Volume extractible : 28 Gbbl (milliards de barils)
◦ Profondeur : 5200m sous le niveau de la mer
◦ Distance à forer : environ 9200 m

2. Gisement Schimmergold :
◦ Volume en place : 80 Gbbl
◦ Taux de récupération : 47%
◦ Volume extractible : 38 Gbbl (milliards de barils)
◦ Profondeur : 5700m sous le niveau de la mer
◦ Distance à forer : environ 9700 m

3. Gisement Amethystglanz :
◦ Volume en place : 79 Gbbl
◦ Taux de récupération : 53%
◦ Volume extractible : 42 Gbbl (milliards de barils)
◦ Profondeur : 6100m sous le niveau de la mer
◦ Distance à forer : environ 10100 m

4. Gisement Rubinflex :
◦ Volume en place : 91 Gbbl
◦ Taux de récupération : 47%
◦ Volume extractible : 43 Gbbl (milliards de barils)
◦ Profondeur : 5400 sous le niveau de la mer
◦ Distance à forer : environ 9400 m

5. Gisement Saphirkranz :
◦ Volume en place : 89 Gbbl
◦ Taux de récupération : 47%
◦ Volume extractible : 42 Gbbl (milliards de barils)
◦ Profondeur : 5200m sous le niveau de la mer
◦ Distance à forer : environ 9200 m

6. Gisement Smaragdglut :
◦ Volume en place : 111 Gbbl
◦ Taux de récupération : 53%
◦ Volume extractible : 59 Gbbl (milliards de barils)
◦ Profondeur : 6700m sous le niveau de la mer
◦ Distance à forer : environ 10700 m

Ces découvertes arrivent tel un ouragan. En effet, les gisements déjà exploités à Rasken avaient entamé leur déclin, rendant le pays de plus en plus dépendant de l'étranger. Ces nouveaux gisements pourront donc prendre le relais des anciens. Ce qui est encore plus incroyable, c'est que ces découvertes viennent multiplier par 39 les réserves extractibles de pétrole de Rasken, les portant à plus de 256 milliards de barils.

Ces découvertes prometteuses apportent de nouveaux défis et opportunités pour Apex Energie. Les gisements les plus profonds, tels que Smaragdglut, présentent des défis techniques majeurs en raison de leur profondeur extrême, de la chaleur intense, des pressions élevées et des conditions environnementales inhérentes à ces profondeurs. Des techniques d'exploration et d'extraction innovantes et avancées seront nécessaires pour surmonter ces obstacles.

Apex Energie s'engage à relever ces défis avec une approche responsable et durable. La société investira dans la recherche et le développement de technologies de pointe pour maximiser le taux de récupération et minimiser l'impact environnemental. Des études géologiques détaillées seront menées pour évaluer la géométrie précise des gisements et la distribution des hydrocarbures.
L'exploration et l'exploitation de ces gisements sur le plateau de Crystal offrent de nouvelles perspectives pour l'avenir énergétique de notre pays. Cependant, il est essentiel de souligner que ces résultats préliminaires nécessitent une évaluation et une planification minutieuses avant de passer à la phase de production.

Apex Energie continuera à travailler en étroite collaboration avec les parties prenantes, y compris les experts environnementaux, les communautés locales et les autorités réglementaires, pour garantir une approche responsable et respectueuse de l'environnement tout au long du processus d'exploration et d'exploitation.

L'avenir de l'industrie pétrolière et gazière sur le plateau de Crystal est prometteur, mais il est également important de garder à l'esprit la nécessité de diversifier notre mix énergétique. Apex Energie reconnaît l'importance de développer des sources d'énergie alternatives et renouvelables pour assurer une transition progressive vers une économie à faible émission de carbone.

Dans cette optique, Apex Energie investira également dans la recherche et le développement de technologies propres et durables, ainsi que dans des initiatives visant à promouvoir l'efficacité énergétique et la conservation de l'énergie. Ces efforts contribueront à réduire notre dépendance aux combustibles fossiles et à promouvoir un avenir énergétique plus durable.

Dans le cadre de son engagement envers la durabilité et la lutte contre le changement climatique, Apex Energy se positionne comme un leader dans le développement et l'installation de solutions innovantes de capture et de séquestration du carbone. L'entreprise s'est fixé un objectif audacieux : retirer de l'atmosphère au moins autant de CO2 que la combustion de pétrole n'en émettra. Grâce à des technologies avancées de capture, le CO2 sera capturé et ensuite acheminé via un réseau de pipelines vers d'anciens gisements épuisés, offrant ainsi une double opportunité. D'une part, cela permettra de réduire les émissions de CO2, contribuant ainsi à la lutte contre le réchauffement climatique. D'autre part, cette séquestration du CO2 dans les anciens gisements prolongera leur durée de vie en favorisant la pressurisation et en maximisant la récupération des réserves résiduelles. L'objectif ultime d'Apex Energy est de parvenir à un bilan carbone négatif, en séquestrant plus de CO2 qu'il n'en est émis lors de la combustion du pétrole. Grâce à cette approche novatrice et à son engagement en faveur d'un avenir énergétique plus propre, Apex Energy ouvre la voie à une transition vers une économie à faible émission de carbone et contribue activement à la construction d'un avenir plus durable pour notre planète.

En conclusion, les découvertes prometteuses d'hydrocarbures sur le plateau de Crystal ouvrent de nouvelles perspectives pour l'industrie pétrolière et gazière de notre pays. Apex Energie est déterminée à mener des études approfondies pour évaluer la viabilité économique de ces gisements et à adopter une approche responsable tout au long du processus. Tout en exploitant ces ressources de manière efficace, Apex Energy continuera de promouvoir la transition vers des sources d'énergie plus propres et durables, contribuant ainsi à façonner un avenir énergétique plus équilibré et respectueux de l'environnement.

Les Réserves de Gaz de Rasken

D'après le ministère des ressources de Rasken, le pays disposait initialement de 500 milliards de mètres cubes de réserves de gaz. Sur ces 500 milliards de m³, les réserves extractibles restantes de gaz au 1er janvier 2011 sont d'environ 164 milliards de mètres cubes. En tout, Rasken possède sept gisements de gaz, dont Astralix et Heliosphere qui sont en mer. Cependant, sur ces sept gisements, seuls 4 sont encore en activité. Alphastern, Omegaville et Solaris ayant fermé avant 2011, il ne reste plus que Caelum, Astralix Heliosphere et Cosmodôme en exploitation.
En 2010, Rasken produisait environ 25,2 millions de m³ par jour, marquant un recul pour la cinquième année consécutive. La consommation nationale quant à elle est en constante hausse et s’établit à 95 millions de mètres cubes par jour en 2010.

En 2010, Rasken avait donc une indépendance énergétique pour le gaz d’environ 26,5 %. Bien que pouvoir subvenir à plus d’un quart de sa consommation soit tout de même conséquent, l'augmentation de la demande énergétique, la nécessité de diversifier les sources d'énergie ainsi que l'épuisement des gisements suscitent des préoccupations quant à l'avenir de la production gazière.

Voici maintenant, un petit résumé des gisements raskenois:



Alphastern, découvert en 1952, est le premier gisement de gaz découvert à Rasken. Bien que de taille modeste, il permit cependant de rendre Rasken indépendant pendant les premières années avant de se faire seconder par d’autres gisements.

• Découverte : 1952
• Type : Onshore
• Production journalière maximale enregistrée : 6,6 millions de m³ par jour
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : 7 ans, de 1967 à 1973
• Réserve en place : 65,8 milliards de m³
• Taux de récupération : 76 %
• Réserve initiale récupérable : 50 milliards de m³
• Production en 2010 : 0 m³
• Réserve restante en 2010 : 0 m³
• Fermeture du dernier puits : 2001


• Découverte : 1958
• Type : Onshore
• Production journalière maximale enregistrée : 4,62 millions de m³ par jour
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : 6 ans, de 1974 à 1979
• Réserve en place : 48,6 milliards de m³
• Taux de récupération : 72 %
• Réserve initiale récupérable : 35 milliards de m³
• Production en 2010 : 0 m³
• Réserve restante en 2010 : 0 m³
• Fermeture du dernier puits : 2007


• Découverte : 1959
• Type : Onshore
• Production journalière maximale enregistrée : 5,544 millions de m³ par jour
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : 6 ans, de 1974 à 1979
• Réserve en place : 55,2 milliards de m³
• Taux de récupération : 76 %
• Réserve initiale récupérable : 42 milliards de m³
• Production en 2010 : 0 m³
• Réserve restante en 2010 : 0 m³
• Fermeture du dernier puits : 2010

Les gisements vus précédemment sont ceux dont l’exploitation est déjà arrêtée. La production des gisements qui va suivre après 2010 sera donc une simulation et ne reflétera peut-être pas la réalité.


• Découverte : 1970
• Type : Onshore
• Production journalière maximale enregistrée : 10,56 millions de m³ par jour
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : 7 ans, de 1985 à 1991
• Réserve en place : 106,6 milliards de m³
• Taux de récupération : 75 %
• Réserve initiale récupérable : 80 milliards de m³
• Production en 2010 : 1 646 872 m³
• Réserve restante en 2010: 2 178 029 663 m³
• Fermeture du dernier puits : 2016


• Découverte : 1976
• Type : Offshore
• Production journalière maximale enregistrée : 13 millions de m³ par jour
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : 9 ans, de 1998 à 2006
• Réserve en place : 153,8 milliards de m³
• Taux de récupération : 78 %
• Réserve initiale récupérable : 120 milliards de m³
• Production en 2010 : 10 588 581 m³
• Réserve restante en 2010 : 45 602 885 450 m³
• Fermeture du dernier puits : 2037


• Découverte : 1986
• Type : Offshore
• Production journalière maximale enregistrée : 7,5 millions de m³ par jour
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : 22 ans, de 2002 à 2023
• Réserve en place : 168,4 milliards de m³
• Taux de récupération : 79 %
• Réserve initiale récupérable : 133 milliards de m³
• Production en 2010 : 7 500 000 m³
• Réserve restante en 2010 : 101 988 035 495 m³
• Fermeture du dernier puits : 2075


• Découverte : 1992
• Type : Onshore
• Production journalière maximale enregistrée : 5,28 millions de m³ par jour
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : 7 ans, de 2005 à 2011
• Réserve en place : 55,5 milliards de m³
• Taux de récupération : 72 %
• Réserve initiale récupérable : 40 milliards de m³
• Production en 2010 : 5 280 000 m³
• Réserve restante en 2010 : 23 737 558 667 m³
• Fermeture du dernier puits : 2049


Quand on fait l’addition de tous les gisements de Rasken, on obtient ceci :

Avec ce graphique, nous pouvons apercevoir plusieurs choses. Premièrement, l’industrie gazière raskenoise a commencé en 1953 avec Alphastern et se terminera avec la fermeture du dernier puits de Heliosphere en 2075.

Deuxièmement, nous pouvons voir que même s'il est en déclin, Astralix est encore le principal contributeur à la production rasken. Il représente 41,8 % de la production. En deuxième position, on trouve Heliosphere avec 29,6 % de la production, puis Cosmodôme avec 20,8 %, et enfin Caelum avec 6,5 %.


Les défis que Rasken va devoir relever sur la question du gaz ne datent pas d’hier, plus précisément, ils datent de 1998, car c’est le moment où la consommation a pour la première fois dépassé la production.

Pour résoudre ce problème, plusieurs solutions ont été envisagées :

La plus simple étant de consommer moins.
Si on ne peut pas réduire la consommation, il faut alors augmenter la production.
Si on ne peut pas réduire la consommation et que l’augmentation de la production est impossible, il ne reste que l’importation.

La première solution a été très bien appliquée et a eu pour effet de rendre les machines beaucoup plus efficaces. Cependant, cette solution n’a eu pour résultat que d’atténuer quelque peu la hausse de la consommation, en cause, la forte croissance économique.

La deuxième solution a également été utilisée, et les équipes d’exploration d’Apex ont fouillé de fond en comble le territoire onshore et offshore raskenois. Cette solution n’a pas donné de résultats, aucun nouveau gisement n'a été trouvé. Le seul espoir de nouvelle découverte se trouve dans les zones dites offshore profondes, mais actuellement, les technologies nécessaires ne sont pas disponibles. L’augmentation de la production dans les gisements déjà en exploitation a été étudiée puis abandonnée par peur que la production ne chute brutalement.

Du fait de l’échec des deux autres solutions, le gouvernement raskenois a alors entamé la construction de 3 ports d’importation de gaz naturel liquéfié, le plus gros, celui de Bonnberg, a une capacité d’importation de 12 milliards de mètres cubes par an. Parmi les pays à qui Rasken achète son gaz, le principal est Esmea. Malgré la distance, la découverte de l’immense gisement Thalia puis Iondalbon et dernièrement avec le champ d’Esmea, et aussi grâce à sa stabilité, en a fait le fournisseur principal de Rasken. En 2010, les gisements esmeans ont participé à hauteur de 45 % dans les importations de gaz raskenois.

Dernièrement, le gouvernement a décidé de s’intéresser aux ressources dites non conventionnelles, le plus connu étant les hydrocarbures de schiste. Cependant, ce n’est pas celui-là qui a intéressé Apex, mais plutôt le gaz de couche ou grisou. Pour cela, un projet novateur a été annoncé par le gouvernement avec la participation de l'Aquitagne et d’Ambar. Cette collaboration a pour but d’exploiter le gaz présent dans le charbon aquitainois en utilisant la technique de l’Enhanced Coal Bed Methane Recovery (ECBM). Ce projet ambitieux vise à valoriser les réserves de charbon aquitainois tout en récupérant du gaz naturel supplémentaire.

Le projet consiste en la mise en place d'un pipeline de CO2 qui part de Rasken, traverse Ambar, pour être injecté dans les gisements de charbon aquitainois. Le CO2, capturé auprès d'industries partenaires, serait stocké de manière sécurisée et durable dans les veines de charbon. En retour, cette injection de CO2 faciliterait l'extraction du gaz de houille présent dans ces gisements. Le gaz ainsi remonté serait acheminé vers les installations de traitement et de distribution pour répondre aux besoins énergétiques des pays partenaires.

Ce projet collaboratif suscite un enthousiasme certain parmi les experts de l'industrie gazière. Il offre des perspectives prometteuses pour renforcer la sécurité énergétique de Rasken et de ses voisins tout en offrant une transition plus fluide vers des sources d'énergie alternatives et respectueuses de l'environnement.
Bien que les réserves de gaz de Rasken aient joué un rôle crucial dans son développement énergétique, il est indéniable que l'avenir nécessitera une transition vers des sources d'énergie plus durables. Le projet ECBM avec l'Aquitagne et Ambar représente une étape essentielle vers cet avenir énergétique responsable.

Pour conclure, Rasken se trouve à un tournant crucial de son histoire énergétique. Alors que les réserves de gaz traditionnelles montrent des signes de déclin, l'innovation et la coopération entre pays offrent de nouvelles perspectives. Les recherches dans les gisements inexplorés et l'exploitation responsable des ressources gazières ouvrent la voie vers un avenir énergétique durable pour Rasken et ses partenaires régionaux. L'ECBM pourrait bien être le moteur de cette transition énergétique tant attendue, offrant ainsi une lueur d'espoir pour un avenir énergétique prometteur.

Les réserves de gaz associé au pétrole sur le Plateau de Cristal

Outre ses réserves de pétrole, le Plateau de Cristal, situé dans le territoire de Rasken, recèle un potentiel énergétique supplémentaire sous la forme de gaz associé au pétrole. Selon les estimations, ces réserves de gaz associé sont potentiellement de l'ordre de 980 milliards de mètres cubes.

Le gaz associé au pétrole, également connu sous le nom de gaz naturel, est un gaz présent dans les gisements de pétrole et généralement piégé dans les réservoirs pétroliers. Au fur et à mesure que le pétrole est extrait, ce gaz est libéré, créant ainsi une opportunité d'exploiter cette ressource gazière supplémentaire.

Cependant, plutôt que de se contenter d'exploiter ce gaz pour répondre uniquement aux besoins énergétiques actuels, le gouvernement de Rasken a pris une initiative novatrice en vue de d'augmenter son indépendance énergétique tout en contribuant à la lutte contre le changement climatique. En effet, le pays vise à développer une stratégie d'exploitation rapide du gaz associé.
Bien que sur le papier cela semble être une bonne idée, dans la réalité exploiter ce gaz veut dire perdre une partie du petrole exploitable des gisements car exploiter ce gaz induit une diminution de la pression dans les gisements. C'est pour cela que le gouvernement a annoncé un plan de séquestration du CO2 dans les gisements afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre ainsi que de maintenir la pression dans le gisements.

La séquestration du CO2 consiste à capturer le dioxyde de carbone produit par les activités industrielles et à le stocker de manière permanente sous terre, dans des formations géologiques comme les réservoirs de pétrole ou de gaz. Cette approche permet de réduire considérablement l'empreinte carbone de l'industrie énergétique et de contribuer ainsi aux objectifs mondiaux de lutte contre le réchauffement climatique.

Le projet de séquestration du CO2 sur le Plateau de Cristal implique la mise en place d'un pipeline de CO2 qui relie les installations industrielles du pays aux gisements de gaz associé. Plutôt que de libérer le gaz dans l'atmosphère, le CO2 sera injecté dans les gisements, permettant ainsi de maintenir une pression suffisante pour continuer à extraire le pétrole tout en séquestrant le dioxyde de carbone.

Cette approche révolutionnaire offre à Rasken une double opportunité : améliorer son indépendance énergétique tout en devenant un acteur clé de la transition énergétique mondiale. En agissant de la sorte, le pays se positionne comme un exemple de responsabilité environnementale et démontre son engagement en faveur d'un avenir énergétique durable.

En conclusion, l'exploitation rapide des réserves de gaz associé au pétrole sur le Plateau de Cristal est désormais au service d'une cause plus grande : la séquestration du CO2 pour lutter contre le changement climatique. Grâce à cette initiative visionnaire, Rasken fait preuve d'une volonté inébranlable d'allier développement énergétique et préservation de l'environnement pour un avenir meilleur et plus respectueux de notre planète.

Les réserves de charbon de Rasken

D’après le ministère des ressources de Rasken, le pays disposait initialement de 2,3 gigatonnes de charbon. Sur ces 2,3 gigatonnes, environ 1,3 ont été extraites, les réserves extractibles restantes de charbon au premier janvier 2011 sont donc de 1 gigatonne.

Les réserves restantes de charbon sont réparties en 2 gisements : Diemer et Klotz.

Diemer est le mieux loti des deux. Il lui reste environ 700 mégatonnes sur les 1600 gigatonnes initialement en place, ce qui signifie qu'il est donc à 56 % épuisé. Klotz, lui, en plus d’avoir un charbon de moins bonne qualité, est un peu plus épuisé. Sur les 700 mégatonnes initialement présentes, il lui en reste seulement 300, ce qui veut dire qu'il est à 57 % épuisé.

Même si le charbon de Klotz est de moins bonne qualité que celui de Diemer, le charbon Raskenois est en majorité caractérisé par sa teneur en soufre relativement faible, ce qui en fait un combustible relativement « propre ». Bien que le charbon Raskenois soit relativement propre par rapport à d'autres types de charbon, il reste tout de même très polluant. C'est pour cela que le gouvernement a entamé un grand programme national d'abandon du charbon.

À partir de 2012, la production de charbon du pays devrait commencer à baisser. Cette baisse de la production de charbon ira de pair avec la baisse de la consommation due à l'abandon des centrales à charbon au profit du nucléaire. L'objectif final est de diviser par 10 la production de charbon d’ici 2021 pour la faire arriver à 1,5 million de tonnes par an. Cette production sera réservée aux aciéries et aux industries dépendantes du charbon pour fonctionner le temps de trouver des alternatives.

L’abandon du charbon est un message fort pour l'écologie, mais soulève également quelques questionnements. En effet, le charbon est une énergie très polluante. Le déclin de cette ressource au profit d'alternatives moins polluantes montre que Rasken est un pays ayant la volonté de réduire ses émissions, tant pour la planète que pour la santé des Raskenois. Cependant, cet abandon de l’énergie historique qu’est le charbon entraîne aussi des défis importants. L'arrêt de cette industrie d'ici 2021 va mettre sur le chemin du chômage une grande partie des travailleurs de ce secteur. Pour répondre à cela, le gouvernement a annoncé que des plans de reconversion seront proposés aux travailleurs afin d'assurer une transition en douceur.