Fracturation hydraulique

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Fracturation hydraulique

La « fracturation hydraulique Â» est la dislocation ciblĂ©e de formations gĂ©ologiques peu permĂ©ables[1]’[2] par le moyen de l'injection sous trĂšs haute pression d'un fluide destinĂ© Ă  fissurer et micro-fissurer la roche. Cette fracturation peut ĂȘtre pratiquĂ©e Ă  proximitĂ© de la surface, ou Ă  grande profondeur (Ă  plus de 1 km, voire Ă  plus de 4 km dans le cas du gaz de schiste), et Ă  partir de puits verticaux, inclinĂ©s ou horizontaux.

La premiĂšre Ă©tape technique est le forage d'un puits ; ici dans un champs gazier dans une formation gĂ©ologique dite Schistes de Barnet (Barnett Shale), prĂšs d'Alvarado (Texas), en avril 2008
Foreuse de type Rotary (2002)
Tubes d'acier sans soudure (Dril pipe pour les anglophones) utilisĂ©s pour faire tourner la tĂȘte de forage et faire circuler le fluide de forage. Des outils divers peuvent y ĂȘtre adaptĂ©s au niveau des joints
Partie visible d'une Ă©paisse formation gĂ©ologique schisteuse dite Schiste de Marcellus (Marcellus Shale), ici le long de l'interstate 80 (USA). Cette couche s'enfonce profondĂ©ment dans le sous-sol oĂč elle fait l'objet depuis quelques annĂ©es d'une intense exploitation gaziĂšre par fracturation hydraulique.)

Elle est effectuĂ©e en fracturant la roche par un « stress Â» mĂ©canique[3] Ă  l'aide d'un fluide injectĂ© sous haute-pression Ă  partir d'un forage de surface, pour en augmenter la macro porositĂ© et moindrement la micro-porositĂ©. Le fluide peut ĂȘtre de l'eau, une boue ou un fluide technique Ă  viscositĂ© contrĂŽlĂ©e enrichi en agents durs (grains de sable tamisĂ©, ou microbilles de cĂ©ramique) qui empĂȘcheront que le rĂ©seau de fracture se referme sur lui-mĂȘme au moment de la chute de pression.

On parle aussi d'« hydrofracturation Â» ou « fracturation hydrosiliceuse Â» (ou encore « frac jobs Â»[4] "frac'ing" dans l'industrie[5] ou plus gĂ©nĂ©ralement « fracking Â»[6], ou de « fracturation hydraulique massive Â»[2] (Massive Hydraulic Fracturing ou MHF pour les anglophones), Ă  ne pas confondre avec l'hydrofracturation naturelle (Cryoclastie) qui rĂ©sulte, en surface, de l'effet du gel de l'eau emprisonnĂ©e dans une roche .

Le principal usage de ces techniques est la « stimulation Â» de la vitesse et de l'ampleur du drainage de gaz ou de pĂ©trole par un puits, dans des « rĂ©servoirs Â» rocheux faiblement permĂ©ables (ex : schistes) qui, sans cette technique ne produiraient presque rien.

Quand les hydrocarbures sont piĂ©gĂ©s au sein mĂȘme de la matrice rocheuse, le fracking facilite l'accĂšs Ă  une plus grande partie du gisement. AssociĂ© Ă  d'autres techniques faisant appel Ă  un cocktail de produits chimiques ajoutĂ©s au fluide de fracking, il facilite aussi la dĂ©sorption puis la rĂ©cupĂ©ration du gaz ou pĂ©trole qui Ă©taient depuis des millions d'annĂ©es piĂ©gĂ©s dans la matrice rocheuse elle-mĂȘme (schistes, schistes bitumineux au caractĂšre feuilletĂ© et naturellement inaptes Ă  la percolation rapide).

C'est une technique qui combinée à celle des forages horizontaux a récemment rendu accessible des ressources autrefois soit inaccessibles, soit qui n'auraient été exploitables qu'à des coûts exorbitants et avec lenteur.

Ces techniques suscitent depuis la fin des années 2000-2010 une controverse en Amérique du Nord, qui semble s'étendre dans le monde, alors que de grands opérateurs industriels se préparent à exploiter de nouveaux champs pétroliers et gaziers, dans les grands fonds marins, en Alaska, au Canada[7] et dans le reste du monde.

Sommaire

Histoire du concept et de ses premiĂšres applications

Selon le site internet de l'entreprise Halliburton, l'un des plus gros opĂ©rateurs de ce domaine, l'idĂ©e de stimuler la productivitĂ© de forages par la fracturation sous haute-pression aurait Ă©tĂ© lancĂ©e par la multinationale Halliburton elle-mĂȘme dans les annĂ©es 1940, avec une premiĂšre expĂ©rimentation en 1947 au Kansas pour le compte de la compagnie pĂ©troliĂšre et gaziĂšre Stanolind Oil and Gas Corp.[8].
En 1957, le procĂ©dĂ© a pu ĂȘtre amĂ©liorĂ© par de nouvelles pompes trĂšs puissantes.
En 1972, le Groupe Halliburton met au point son procédé Waterfrac[8].
En 1978, Esso Resources Canada teste un puits horizontal au Cold Like Leming (en expérimentant un drainage par gravité thermiquement assistée de pétrole lourd trÚs visqueux)[9].
En 1979, Arco rajeunit efficacement ses puits "Ă  haut GOR" (High Gas/Oil Ratio Wells ; haut ratio de gaz par rapport au pĂ©trole) en y adjoignant des puits horizontaux[9], rĂ©glant du mĂȘme coup un problĂšme de "gasconing"[10],[9].
En 1980, Texaco Canada achÚve un programme de forage d'exploitation de sable bitumineux non consolidés, à faible profondeur dans le gisement d'Athabasca[9].
De 1979 à 1983, alors que des puits horizontaux étaient creusés dans les pays de l'Est, en Europe de l'Ouest, Elf-Aquitaine, en lien avec l'IFP fore quatre puits horizontaux dans des réservoirs pétrolifÚres dont trois situés sur le continent en France (Lacq 90, Lacq 91, Castera-Lou 110H en France); le quatriÚme (Rospo Mare 6D) s'étendant en Italie au large des cÎtes dans le réservoir karstique du champ Rospo Mare (zone italienne de la mer Adriatique). Aux premiers essais de puits horizontaux à Rospo Mare la productivité était 20 fois supérieure aux puits verticaux des pays voisins[9][9].

Depuis le creusement de son premier puits horizontal, plus de 1 million d'opérations auraient été conduites par le groupe Halliburton, qui auraient permis d'extraire plus de 600 milliards de pieds cubiques de gaz.
Mais alors que son « utilisation sĂ»re et efficace n'a jamais Ă©tĂ© plus important que maintenant Â»[8]elle est pointĂ©e du doigt pour ses impacts sociaux-environnementaux qui semblent plus importants que prĂ©vus (pollution de l'eau, de l'air et des sols, et impacts sur la santĂ© et le climat). En 1974, lors du vote de la nouvelle loi sur l'eau, la fracturation hydraulique et ses risques n'ont pas Ă©tĂ© pris en compte. Peu aprĂšs (en 1979) l'exploration et un dĂ©but d'exploitation Ă  grande Ă©chelle commençaient au Texas (dans un gisement nommĂ© « Barnett shale Â»[8])

Histoire technologique

La premiĂšre utilisation industrielle de la fracturation hydraulique a plus d'un siĂšcle. Elle est dĂ©crite dans un bulletin du U.S. Geological Survey de 1903, selon TL Watson[11]Avant cette date, la fracturation hydraulique avait dĂ©jĂ  Ă©tĂ© utilisĂ©e (et l'est toujours) dans les carriĂšres du Mont Airy (prĂšs du Mont Airy, en Caroline du Nord) pour faire Ă©clater le granit et en sĂ©parer plus facilement qu’avec des explosifs des blocs du socle rocheux.

Le premier essai de fracturation hydraulique profonde (sans forage horizontal), visait Ă  stimuler un puits de pĂ©trole et de gaz naturel. Il aurait Ă©tĂ© testĂ© pour la premiĂšre fois aux États-Unis, en 1947, par la compagnie Halliburton[12],[13]. Son dĂ©veloppement commercial a rapidement suivi, dĂšs 1949[12]. En raison de son efficacitĂ©, cet technique a rapidement Ă©tĂ© adoptĂ©e par d’autres compagnies, pour ĂȘtre aujourd’hui utilisĂ©e dans le monde entier, dans des dizaines de milliers de forages pĂ©troliers et gaziers chaque annĂ©e.

Les nombreux gĂ©ologues qui travaillaient pour les pĂ©troliers Ă  la pĂ©riode dite de l' or noir connaissent dĂ©jĂ  des exemples naturels de fracturation par pression ou dĂ©pression interne, dans le socle rocheux. Dans une faille naturelle, l'introduction d'une solution hydrothermale sous une pression dĂ©passant celle de l'eau interstitielle (ici contenue dans les pore de la roche) provoque une fracturation. De tels phĂ©nomĂšnes peuvent ĂȘtre d'origine volcanique, eustatiques, tectoniques... ou rĂ©sultent de mouvements et rĂ©Ă©quilibrages gĂ©ologiques. Ils sont des phĂ©nomĂšnes de fracturations naturelles « hydrauliques Â» (au sens gĂ©nĂ©ral et mĂ©canistique du mot hydraulique, ou la pression hydraulique peut ne pas provenir d'eau, mais aussi de boue, de lave ou roche magmatique).
Les plus spectaculaires sont les « dykes Â» (un « dike Â» est une lame de roche magmatique qui s'est infiltrĂ©e dans une fissure ouverte par des mouvements du substrat. Ces lames rocheuses, tantĂŽt fines, tantĂŽt Ă©paisses de plusieurs mĂštres, peuvent recouper (Ă©ventuellement Ă  angle droit) d’autres couches gĂ©ologiques rocheuses, ce qui les diffĂ©rencie des « sills Â» oĂč la roche magmatique n'a fait que s’insinuer entre deux lits rocheux prĂ©existants.
Dans ces deux derniers cas ce n’est pas de l’eau, mais de la roche magmatique, liquide parce qu'en fusion, qui a fragmentĂ© ou simplement rempli le rĂ©seau fracturĂ©. Une fois la roche refroidie, l’intĂ©gritĂ© physique du socle rocheux est en quelque sorte rĂ©tablie, voire renforcĂ©e.
Au contraire la fracturation hydraulique, telle que pratiquĂ©e industriellement aujourd’hui, vise Ă  briser l'intĂ©gritĂ© du substrat rocheux, de maniĂšre durable par insertion de sable ou matĂ©riaux spĂ©ciaux visant Ă  empĂȘcher le rĂ©seau de fractures de se refermer. À trĂšs petite Ă©chelle, et trĂšs localement, et en surface, certains systĂšmes de geysers pourraient induire des phĂ©nomĂšnes de microfracturation hydraulique, mais sans comparaison avec les fracturations produites Ă  grande profondeur au moyen des pompes hydrauliques modernes.

L'Homme connait depuis longtemps la fracturation, par le gel, de certains calcaire gĂ©lifs (phĂ©nomĂšne utilisĂ©e par les agriculteurs depuis des siĂšcles pour la production d’amendements calcaires en zone froide ou tempĂ©rĂ©e, mais redoutĂ© par les bĂątisseurs qui n'utilisaient ces calcaires qu’enfouis dans les fondations (hors-gel), ou protĂ©gĂ©s du froid au cƓur des appareillages de murailles de fortification). Les hommes prĂ©historiques, pour produire des menhirs savaient dĂ©jĂ  utiliser des encoches taillĂ©es dans le granit, dans lesquelles ont enfonçait un morceau de bois sec, ensuite arrosĂ© pour qu’il se gonfle au point de fendre des granits. L'idĂ©e d'utilisation la pression pour fendre ou fragmenter des roche est donc ancienne, mais son usage Ă  grande profondeur nĂ©cessitait de puissantes pompes hydrauliques (montĂ©es sur camions) et des moyens de bien Ă©tanchĂ©ifier les tĂȘtes de puits, moyens qui n'existaient pas autrefois.

on a rapidement eu l'idĂ©e d'injecter du sable dans les fractures et microfissures produite par le fluide de fracturation. Dans les annĂ©es 1970, de nouveaux agents de soutĂšnement (proppants), hautements rĂ©sistants, en cĂ©ramique frittĂ©e, sont apparus sur le marchĂ©[14]. TestĂ©s en laboratoire dans des systĂšmes de fracturation de 2 750 m Ă  5 800 m de profondeur, ils sont rĂ©putĂ©s mieux maintenir les fractures ouvertes en rĂ©sistant mieux Ă  la compression et aux hautes pression (plus de plus de 76 MPa), tout en Ă©tant rĂ©sistant aux acides introduits dans les fluides de fracturation ou prĂ©sent dans le gisement[14]. En laboratoire, ils rĂ©sistent Ă  des pressions trĂšs Ă©levĂ©es et ne perdent aucune de leur utilitĂ© Ă  des tempĂ©ratures de 150 Â°C[14]. Ils sont microporeux, et de diamĂštres et couleurs variĂ©es. Leur densitĂ© peut ĂȘtre la mĂȘme que celle des sables qui Ă©taient utilisĂ©s antĂ©rieurement. Au delĂ  de certaines pressions, c'est le matĂ©riau rocheux qui s'Ă©crase autour des proppants.

Pour que ces forages soient rentables, il fallait encore inventer et maĂźtriser le forage horizontal, qui remplace souvent avantageusement plusieurs puits verticaux, et qui - Ă  partir d'un seul puits vertical - peut drainer plusieurs couches d'un rĂ©servoir "multi-couche" (on parle alors de « puits multilatĂ©raux Â», dont les versions les plus modernes et complexes sont en arĂȘtes de poisson[15]).
Le premier forage horizontal volontaire et rĂ©ussi serait celui d'un puits creusĂ© par Elf-Aquitaine Lacq-90 dans le sud de la France, effectuĂ© en juin 1980, suivi par Lacq-91, Casteralou (France), Rospomare-6d (Italie) et Pelican lake (Canada)[15]. Dix ans plus tard, des centaines de puits horizontaux Ă©taient forĂ©s chaque annĂ©e, et ensuite des centaines le seront chaque annĂ©e, puis des milliers dans les annĂ©es 2007-2010, grĂące aux progrĂšs de la chimie et de la physique des boues de forage et fluides de fracturation, et grĂące aux progrĂšs de la prospection souterraine et offshore, des moteurs de fonds, combinĂ©s Ă  des appareils de gĂ©opositionnement souterrain en continu (« Measurement While Drilling Â» ou MWD, Ă  « mud pulses Â» par exemple) permettant de forer des puits Ă  courbure Ă  faible rayon[15]. Dans le mĂȘme temps, avec les progrĂšs des calculateurs et logiciels informatique, la modĂ©lisation a Ă©galement progressĂ©. Toutes ces conditions Ă©taient nĂ©cessaires pour pouvoir rendre la fracturation « utile Â» et « rentable Â» (dans les conditions Ă©conomiques, techniques et juridiques du moment) pour exploiter des ressources fossiles de plus en plus Ă©loignĂ©es et fortement piĂ©gĂ©es dans la roche.

Controverses

Elle est nĂ©e en AmĂ©rique du Nord, et porte sur les impacts directs et indirects de cette nouvelle forme d'exploitation d'Ă©nergies fossiles, et notamment sur les problĂšmes suivants :

  • incertitude gĂ©ologique[16]. MĂȘme si les techniques de sondage sismique affinĂ©es par les pĂ©troliers ont beaucoup progressĂ©, certaines failles ou inhomogĂ©nĂ©itĂ©s peuvent ne pas apparaitre ou ĂȘtre mal interprĂ©tĂ©es, tout particuliĂšrement dans d'anciens bassins miniers dĂ©jĂ  exploitĂ©s, suite aux affaissements miniers par exemple.
  • Ă©missions de gaz Ă  effet de serre (fuites, transports...), et aggravation de l'effet de serre par l'usage du gaz naturel ;
  • dĂ©gradation des paysages (par la construction en trois ans aux États-Unis de dizaine de milliers d'emplacements de forage, stockage, bassins, puits, routes...) ;
  • empirisme du travail Ă  grande profondeur (les lois d'Ă©chelle et rĂ©gimes de propagation sont modifiĂ©s par les conditions locales, mais aussi par la rĂ©pĂ©tition les opĂ©rations de fracking). L'empirisme est encore inĂ©vitable, mĂȘme prĂšs de la surface du sol oĂč les risques pour les nappes superficielles sont plus importants[17] ; La confrontation expĂ©rimentale de la modĂ©lisation d'une fracturation (d'un matĂ©riau connu avec une pression connue) avec le rĂ©seau rĂ©ellement fracturĂ©, dans le cas d'expĂ©riences simples faites en surface montre des diffĂ©rences pouvant atteindre 30 %. On peut supposer qu'en profondeur, il est plus encore difficile de modĂ©liser, contrĂŽler et vĂ©rifier les processus de fracturation, surtout quand les puits de forage sont proches (ce qui est souvent le cas aux États-Unis). Les modĂšles et Ă©quations mathĂ©matiques ne sont pas encore capables de dĂ©crire la rĂ©alitĂ© trĂšs complexe des processus de fracturation en profondeur[18].
  • menaces pour la sĂ©curitĂ© sanitaire ; Coning : c'est le phĂ©nomĂšne d'appel d'eau crĂ©Ă© par la dĂ©pression du puits qui aspire le gaz ou le pĂ©trole (quand de l'eau est prĂ©sente Ă  proximitĂ©). Le nom provient de la forme de cĂŽne que prenait le plafond de la nappe sous un puits l'aspirant[15].
  • dĂ©gradations environnementales (des Ă©cosystĂšmes, des nappes, de l'air, des eaux souterraines et de surface, du sol et du sous-sol) ; Les cas supposĂ©s de contamination des nappes phrĂ©atiques ont Ă©tĂ© rĂ©pertoriĂ©s aux États-Unis. Il est notamment mis en cause le dĂ©faut de cimentation dans les parties supĂ©rieures du forage et non la technique de fracturation hydraulique elle-mĂȘme. Les nappes phrĂ©atiques se situent Ă  environ un kilomĂštre de distance en profondeur des zones exploitĂ©es, ce qui rend trĂšs hypothĂ©tique le risque d’une contamination directe[19].
  • la durabilitĂ© et soutenabilitĂ© de ce type d'exploitation, dont les puits sont trĂšs producteurs au dĂ©but, mais peu durables (peu de gaz dans les rĂ©servoirs, et parfois soumis aux effets de coning, c'est-Ă -dire d'ennoiement du puits par l'eau qui profite aussi de la fracturation pour mieux circuler[15] (en se polluant Ă©ventuellement au passage), ce qui le rend le puits obsolĂšte en quelques annĂ©es. Les exploitants des champs gaziers ou pĂ©troliers ont ainsi Ă©tĂ© contraints de cribler le paysage de dizaines Ă  centaines voire milliers de puits en quelques annĂ©es[20].
  • L’absence de transparence dont ont fait preuve les industriels de ce secteur, certains ne rĂ©vĂ©lant pas la composition exacte du mĂ©lange injectĂ© au nom du secret opĂ©rationnel, a Ă©tĂ© l’un des principaux points d’attaque de la part des dĂ©tracteurs de cette technologie. Cependant, plusieurs opĂ©rateurs ont publiĂ© la liste des produits prĂ©sents dans le fluide de fracturation, Ă  la demande d'associations de consommateurs et des autoritĂ©s amĂ©ricaines. La plupart des composants chimiques, fortement diluĂ©s et reprĂ©sentant seulement 0,5 % du mĂ©lange, sont connus et utilisĂ©s dans la vie courante[19]. Si aux États-Unis, les industriels pourraient faire signer aux propriĂ©taires privĂ©s un accord de confidentialitĂ© ne permettant pas la rĂ©vĂ©lation de problĂšmes sanitaires ou environnementaux, aucun accord de la sorte ne peut ĂȘtre passĂ© en France (la gestion du sous-sol appartenant Ă  l’État)[21]. . Par ailleurs, une mission d'Ă©tude et d'analyse a rĂ©cemment Ă©tĂ© lancĂ©e pour Ă©clairer le gouvernement sur les enjeux du dĂ©veloppement potentiel de ces ressources, sur l'encadrement environnemental appropriĂ© Ă  cet Ă©ventuel dĂ©veloppement et sur les actions Ă  conduire[22]. Dans un rapport d'Ă©tape rendu en avril, la mission affirme que "d'un point de vue technique et Ă©conomique, la probabilitĂ© que l'accĂšs Ă  ces gisements permette Ă  notre pays, Ă  un horizon temporel Ă  prĂ©ciser, de rĂ©duire trĂšs sensiblement ses importations d'hydrocarbures et de limiter d'autant le dĂ©ficit de sa balance commerciale n'apparaĂźt pas nĂ©gligeable"[23].
  • le fait qu'aux États-Unis et au Canada, les opĂ©rateurs industriels et Ă©conomiques qui ont portĂ© les projets d'exploitation de ressources fossiles non-conventionnelles ont bĂ©nĂ©ficiĂ© de privilĂšges, de facilitĂ©s et de dĂ©rogations extraordinaires par rapport Ă  la lĂ©gislation (ces entreprises n'ont pas Ă  respecter les trois grandes lois environnementales aux USA), tout Ă  fait inhabituelles, tout en ne rĂ©vĂ©lant pas la liste des produits chimiques qu'ils utilisaient, ni les impacts indirects de leurs activitĂ©s[24],[25],[26]. Un projet de loi dit Fracturing Responsibility and Awareness of Chemicals Act dĂ©posĂ© en 2009 vise Ă  obliger les industriels Ă  divulguer la liste des produits chimiques qu'ils injectent dans le sous-sol, mais en 2010, l'Industrie gaziĂšre et pĂ©troliĂšre s'opposait encore, avec succĂšs, Ă  cette loi. L'EPA leur a proposĂ© de coopĂ©rer en leur accordant la possibilitĂ© d'arguer du secret de fabrication pour ne pas divulguer au public certains produits.
  • Les impacts Ă  moyen et long terme de la fracturation profonde ne semblent pas avoir fait l'objet d'Ă©tudes publiĂ©es, et au sein mĂȘme des administrations, il peut exister des conflits d'intĂ©rĂȘt ou divergences de points de vue entre les services chargĂ©s de l'environnement, de l'eau potable ou de l'Ă©valuation environnementale, et ceux chargĂ©s (dans l'État de New-York par exemple[27] d'assurer une Ă©nergie abondante et peu chĂšre ou une industrie florissante .
    Outre les impacts paysagers, maintenant visibles sur l'imagerie satellitaire, les impacts directs et indirects en termes d'empreinte Ă©cologique, et sur l'effet de serre et la pollution de l'air (via la pollution routiĂšre fortement mobilisĂ©e par ces activitĂ©s) et de possibles impacts Ă©co-paysagers (liĂ©s notamment aux Ă©manations des installations et bassins de stockage des fluides et eaux polluĂ©es), on sait par l'observation de systĂšmes naturels de fracturation hydraulique que la fracturation de roches profondes contribue Ă  modifier la formation gĂ©ologique, avec crĂ©ation de chemins prĂ©fĂ©rentiels, de zones de corrosion chimique de la roche. Des populations bactĂ©riennes nouvelles peuvent ĂȘtre introduites dans des milieux oĂč elles peuvent se nourrir des hydrocarbures dĂ©sorbĂ©s par la roche et qui n'auront pas Ă©tĂ© remontĂ©s par le puits en fin de vie. À grande profondeur des fluides hydrothermaux contenant des Ă©lĂ©ments indĂ©sirables (radionuclĂ©ides, mĂ©taux lourds, arsenic, acides) peuvent se former ou envahir le rĂ©seau de fracturation et rejoindre les puits. L'injection d'acides dans le sol facilite la dissolution de mĂ©taux et d'arsenic.
    Les producteurs et exploitants de ressources fossiles proposent, pour diminuer leur dette écologique ou celle des activités "carbonées", un stockage géologique pour injecter et stocker le CO2 produit par la future exploitation du gaz, charbon et pétrole, au moins à partir des grandes centrales électriques ou usines de carbochimie. Mais il est à craindre que la fracturation géologique des réservoirs qui étaient justement constitués de couches trÚs perméables, rende de nombreuses formations géologiques également impropres à conserver le CO2.
    Enfin, le film documentaire Gasland a prĂ©sentĂ©[20] des images de cas trĂšs prĂ©occupants de pollutions par les fluides de forage et/ou de fracturation et de remontĂ©e de gaz, jusque dans le rĂ©seau domestique d'eau potable et dans les puits de surface. Une enquĂȘte menĂ©e par la Colorado Oil and Gas Conservation Commission a par la suite dĂ©montrĂ© que le problĂšme Ă©tait dĂ» au mĂ©thane naturellement prĂ©sent dans l’eau et non Ă  la technique de fracturation hydraulique[28]
  • D'autres incertitudes persistent quant au risque de drainage acide, au comportement modifiĂ© de la roche fracturĂ©e face Ă  l'alĂ©a sismique. Des mises en relation des zones fracturĂ©es avec des failles gĂ©ologiques existantes[29] pouvant Ă©galement apparaitre. Et dans certains cas (Gisement gazier de Texas Cotton Valley par exemple), mĂȘme quand on a utilisĂ© une quantitĂ© trĂšs faible de sable ou de proppants, le systĂšme de fracture ne s'est pas refermĂ©[30].
  • Un des impacts Ă©voquĂ©s, notamment dans les rĂ©gions sĂšches ou bien lĂ  oĂč la potabilitĂ© de l'eau est dĂ©jĂ  dĂ©gradĂ©e, est le problĂšme de la consommation importante d'eau que requiert la fracturation hydraulique massive (MHF, qui se dĂ©veloppe le plus), qui peut nĂ©cessiter de 50,000 Ă  500,000 gallons de fluide de fracturation, et de 100 000 Ă  1 million de livres d'agents de soutĂšnement (proppants)[2].

Objectifs de la fracturation hydraulique

Elle vise Ă  augmenter ou rĂ©tablir la vitesse Ă  laquelle les fluides gras tels que pĂ©trole, liquides (eau) ou gazeux peuvent ĂȘtre produit et extraits Ă  partir d'un rĂ©servoir souterrain, dont (c'est de plus en plus le cas) pour des rĂ©servoirs dits non-conventionnels tels que lits de charbon ou de schistes n'ayant pas pu ĂȘtre exploitĂ©s par les mĂ©thodes conventionnelles.

Par exemple, les schistes (roche sĂ©dimentaire la plus rĂ©pandue) contiennent un peu de gaz enfermĂ© dans des pores trĂšs petits (environ mille fois plus petits que ceux du grĂšs des rĂ©servoirs conventionnels de gaz naturel selon). Ce gaz ne peut ĂȘtre extrait qu'en fracturant la roche[7].

La fracturation hydraulique vise le plus souvent Ă  permettre l'extraction de gaz naturel et de pĂ©trole Ă  partir de formations gĂ©ologiques profondes (1 Ă  4 voire 5 km souvent). À cette profondeur le substrat est gĂ©nĂ©ralement insuffisamment poreux ou permĂ©able pour permettre au gaz naturel et/ou au pĂ©trole de s'Ă©couler dans le substrat jusqu'au puits de forage Ă  une vitesse permettant de rentabiliser le puits par la vente du gaz.
Par exemple, la permĂ©abilitĂ© naturelle des schistes est extrĂȘmement faible[31]. Fracturer des portions trĂšs importantes de couches de schiste est pour cette raison une condition nĂ©cessaire Ă  l'extraction rentable du gaz qui y est piĂ©gĂ© (en trĂšs faible quantitĂ© par m3 de schiste).

La fracture d'une couche ciblĂ©e de roche renfermant des hydrocarbures fournit un chemin conducteur reliant une plus grande surface du rĂ©servoir au puits, ce qui augmente la zone prospectĂ©e par le systĂšme puits/rĂ©seau de fissures, d'oĂč le gaz naturel et des liquides peuvent ĂȘtre rĂ©cupĂ©rĂ©s de la formation ciblĂ©e.

L'opération de fracturation

Elle se dĂ©roule en plusieurs phases[32] : une galerie ou un rĂ©seau de galerie est creusĂ© dans le lit rocheux qu'on souhaite fracturer

  • la fracturation est initiĂ©e avec un fluide de faible viscositĂ© (de maniĂšre Ă  ne pas perdre trop d'Ă©nergie via les forces de friction qui deviennent d'autant plus importantes que le rĂ©seau s'agrandit)[32]
  • des fluides (ou gels) sont ensuite injectĂ©s dans le rĂ©seau de fentes[32]. Ils contiennent un agent de soutĂšnement qui doivent Ă©viter que ce rĂ©seau ne se referme. La rĂ©partition des agents de soutĂšnement Ă  l'intĂ©rieur de la fracture est un facteur essentiel dans la conception d'une fracture hydraulique[32].
  • Les opĂ©rations de collecte peuvent ensuite ĂȘtre amorcĂ©es. Si le puits s'Ă©puise ou semble se colmater, de nouvelles opĂ©rations de fragmentation peuvent se succĂ©der.

Difficultés et risques d'accidents

La principale difficulté est que l'opérateur doit travailler en aveugle et à distance, sur la base de modÚles géologiques et mécanistiques comportant de nombreuses incertitudes. Chaque forage est, de plus, un cas particulier, en raison notamment des variations naturelles du substrat (nature des roches, Stratigraphie, pendage, anisotropie, éventuelles anomalies de température et/ou anomalies magnétiques susceptibles de perturber la mesure de la hauteur de fracturation à partir du puits horizontal, ou de perturber certains outils de mesure (magnétomÚtres..) de mesures de la direction du forage...).
Les train de tiges sont soumis Ă  des efforts de tension (traction/compression), de pression, flexion et torsion, abrasion et corrosion qui peuvent varier selon les contextes et l'usure du matĂ©riel. Dans les courbes du puits, et plus encore dans les parties horizontales du forage, un « lit de dĂ©blai Â» (lit de dĂ©pĂŽt particulaire (particules issue du forage ou du dĂ©blai...) peut se former, avec risque de « collage Â» diminuant les performances du puits voire conduisant Ă  son obstruction (Des dĂ©bits Ă©levĂ©s lors du forage diminue ce risque, de mĂȘme que l'utilisation d'un fluide de forage en rĂ©gime turbulent[15], mais ceci encourage Ă  encore augmenter la consommation d'eau, dont une partie sera perdue dans le sous-sol). Enfin, des fissures ou failles connexes, intrusions liĂ©es, et autres fuites peuvent crĂ©er des bypass et localement empĂȘcher l'ouverture des pores et feuillets de la roche[33].
Au fur et Ă  mesure que les rĂ©servoirs schisteux Ă©pais et homogĂšnes auront Ă©tĂ© exploitĂ©s, et qu'on cherchera Ă  forer des couches schisteuses plus fines, il faudra de mieux en mieux contrĂŽler la hauteur des fracturations pour qu'elles ne s'Ă©tendent pas au delĂ  la couche de schiste. Ceci est aujourd'hui difficile, faute d'outils de mesure et de contrĂŽle assez prĂ©cis. Les outils et mĂ©thodes disponibles vers 1980 (alors que les forages dans les schistes commençaient Ă  se multiplier) mesuraient au mieux la hauteur de fracture dans un rayon d'environ 2 m (0,6 m) et si la modĂ©lisation a beaucoup avancĂ© dans les dĂ©cennies 1970-1990[34], on ne dispose aujourd'hui d'aucun moyen de dĂ©terminer prĂ©cisĂ©ment in situ, en temps rĂ©el et Ă  coĂ»t raisonnable la hauteur et la profondeur du rĂ©seau fracturĂ© dans la formation. Le risque de fracturer la roche environnante, souvent plus permĂ©able augmente quand les couches de schistes explorĂ©s sont moins Ă©paisses[35].

En surface, des risques de pollution existent en amont et en aval de l'opération et durant celle-ci en cas d'accident. Ces risques concernent les pollutions de sol ou de nappe phréatique ou d'eaux superficielles. Ils sont notamment liés aux produits chimiques utilisés. Il existe aussi des risques d'explosion, d'incendies, de fuites ou de surgissement en geyser de fluide. Ils peuvent provenir d'erreurs humaines ou de déficiences matérielles.
Ils sont aussi liĂ©s Ă  l'incertitude du travail distant et en aveugle que l'opĂ©rateur doit conduire. Ce dernier est confrontĂ© Ă  la grande complexitĂ© de la propagation des fractures multiples (avec une propagation, chaotique et non maitrisable de fractures complexes). D'Ă©ventuelles fuites ou dĂ©viations des tĂȘtes de forage, etc.[15] peuvent se produire.

L'opérateur est ainsi exposé au risque de ruptures ou de fuites brutales, se traduisant par de brusques chutes de pression ou au contraire par des montées en pression auxquelles le matériel doit résister. Les meilleures simulations numériques sont encore trop imparfaites[36] pour garantir que ces risques soient évités.

Chaque opĂ©ration est source de dĂ©formations structurelles suivies d'une tendance Ă  un certain rĂ©Ă©quilibrage, avec d'importantes variations selon les caractĂ©ristiques de la couche rocheuse explorĂ©e et des couches voisines. Les Ă©ventuels impacts de ces changements, non visibles en surface au moment des chantiers, semblent peu Ă©tudiĂ©s ou mal compris. Au limite des rĂ©servoirs des effets de bords sont difficiles Ă  prendre en compte, mĂȘme par les modĂšles.

Les fluides de fracture

N'importe quel fluide peut ĂȘtre utilisĂ©, allant de l'eau Ă  des gels, des mousses, des gaz azote, dioxyde de carbone ou mĂȘme de l'air dans certains cas. Pour les forages horizontaux visant le gaz de schistes, le fluide est prĂ©parĂ© in situ, au moyens de camions spĂ©ciaux et de rĂ©servoirs amenĂ©s sur place. Le systĂšme de prĂ©paration et d'injection est conçu pour que le fluide soit adaptĂ© aux formations rocheuses qu'il va rencontrer, et pour qu'il change de viscositĂ© et de fonctions au fur et Ă  mesure de son dĂ©placement de la surface vers l'extrĂ©mitĂ© des zones fracturĂ©es, et pendant le nettoyage et drainage de la fracture[30].
Peu de donnĂ©es sont disponibles sur ces fluides alors que de nombreux additifs chimiques les composent[30]. Ce n’est qu’en 2010 que le SĂ©nat amĂ©ricain et l'EPA ont demandĂ© des informations prĂ©cises aux 9 grands opĂ©rateurs les utilisant.
Selon Halliburton et d'autres opĂ©rateurs du secteur, en gĂ©nĂ©ral plus de 99,5 % du fluide utilisĂ© dans la fracturation hydraulique est composĂ© d'eau et de silice (sable). Ce sable peut ĂȘtre pelliculĂ© (recouvert) de rĂ©sine, ou remplacĂ© par des billes de cĂ©ramique. Et pour optimiser le rendement des puits, on y ajoute des produits issue d'une « chimie de pointe Â»[8] pour notamment :

  • « limiter par injection de biocides la croissance et l'accumulation de bactĂ©ries, dans le fluide et dans le puits de forage Â» ;
  • veiller Ă  ce que « le sable (ou autre agent de soutĂšnement) reste bien en suspension dans le fluide, afin qu'il arrive de maniĂšre homogĂšne dans les fractures ouvertes par les "coups" de pression et que les rĂ©seaux de fentes et micro failles ainsi crĂ©Ă©s ne se referment pas, pour que le gaz ou le pĂ©trole puisse y circuler Â». Quelques expĂ©riences ont montrĂ© que certains forages ont trĂšs bien fonctionnĂ©, sans utilisation massive d'agents de soutĂšnement, probablement notamment en raison de la rugositĂ© de surface de la roche fracturĂ©e[30], et de dĂ©sordres structurels (tridimensionnels) induits dans le feuiletage schisteux par la fracturation[30], qui empĂȘchent que les feuillets disjoints ne se recollent ; Certains auteurs ont mĂȘme Ă  la fin des annĂ©es 1990 posĂ© l'hypothĂšse que les agents de soutĂšnement (en s'agglomĂ©rant avec des rĂ©sidu de gel et d'autres particules) pourraient en fait nuire Ă  la permĂ©abilitĂ© de la fracture et Ă  sa capacitĂ© Ă  se nettoyer[30]. Ces mĂȘmes auteurs considĂšrent qu'un fluide moins visqueux fracture mieux la roche et facilite l'extension des fractures, et leur nettoyage, ce qui est un « paramĂštre clĂ© Â» dans les rĂ©servoirs Ă©tanches.
  • « RĂ©duire la tension superficielle de l'eau en contact avec le "rĂ©servoir" du gisement, pour amĂ©liorer la production Â».

Fin 2010, la polĂ©mique enflait en AmĂ©rique du Nord quant au secret entourant la composition de ces fluides, et quant Ă  leur degrĂ© de toxicitĂ©. En 2010, Halliburton a en effet d'abord refusĂ© de donner des informations dĂ©taillĂ©es sur ces fluides Ă  l'EPA, puis (menacĂ© d’une injonction administrative) a acceptĂ© de coopĂ©rer, alors que les 8 autres grands opĂ©rateurs interrogĂ©s par l’EPA avaient rapidement acceptĂ© de rĂ©pondre aux questions de l'EPA posĂ©es en vue d'une premiĂšre Ă©valuation environnementale, Ă  la demande de la Chambre des reprĂ©sentants des États-Unis.
Halliburton a annoncĂ© fin 2010 (aprĂšs les avoir brevetĂ©) la mise au point d'un fluide dĂ©sinfectĂ© par rayonnement UV (procĂ©dĂ© CleanStreamÂź Service), qui devrait permettre de ne plus utiliser les biocides qui Ă©taient injectĂ©s dans le sous-sol. Le groupe a aussi annoncĂ© avoir mis au point un systĂšme permettant de mieux rĂ©utiliser les fluides de fracturation en diminuant le gaspillage d'eau (systĂšme CleanWaveℱ) (nĂ©anmoins, il semble qu'Ă  chaque opĂ©ration de fracturation, jusqu'Ă  50% de l'eau du fluide - avec ses produits chimiques - sont perdus dans le systĂšme de fracturation)[20](2010) et film complet, avec sous-titres en Français. Ce film traite de certains impacts (sur l'eau et la santĂ© notamment) de la fracturation hydraulique. On y voit notamment un exemple de dĂ©gazage de mĂ©thane dissous la tuyauterie du rĂ©seau d'eau potable, assez important pour produire une flamme et une explosion quand on prĂ©sente un briquet devant le robinet au moment de son ouverture[20]. Mais des milliers de puits en fonctionnement n'utilise aucune de ces techniques prĂ©sentĂ©es comme moins dures pour l'environnement.

Composition des fluides de fracturation

La composition et les teneurs en chaque produit ou mĂ©lange a Ă©tĂ© tenues secrĂštes par les producteurs et utilisateurs, qui ont demandĂ© au SĂ©nat que la loi ne les oblige pas mĂȘme Ă  rĂ©vĂ©ler les noms de ces produits. En toute logique, la composition et les teneurs varient selon les conditions pour s’adapter au type de roche, phase de travail, profondeur, etc..

L'État de New-York a des ressources en eau potable qui proviennent de deux vastes bassins versants, et de nappes situĂ©s dans des secteurs faisant l’objet d’une intense prospection gaziĂšre et qui commencent Ă  ĂȘtre exploitĂ©es pour le gaz de schiste. Cet État a dĂ©jĂ  identifiĂ©s dans les fluides plusieurs « des produits chimiques constituants les additifs / produits chimiques Â» utilisĂ©s pour la fracturation du sous-sol[37].

De nombreux produits sont ou ont Ă©tĂ© utilisĂ©s dans les fluides, dont :

  • 1,2 benzisothiazolin-2-one / 1,2-benzisothiazolin-3-one
  • 1,2,4 trimĂ©thylbenzĂšne
  • 1,4-dioxane
  • 1-eicosĂšne
  • 1-hexadĂ©cĂšne
  • 1-octadĂ©cĂšne
  • 1-tĂ©tradĂ©cĂšne
    (1-tetradecene)
  • 2,2 dibromo-3-nitrilopropionamide
  • 2,2 '-azobis-{2 - (imidazlin-2-yl) propane-dichlorhydrate}
  • 2,2-Dobromomalonamide
  • polymĂšre acide de sel de sodium 2-acrylamido-2-mĂ©thylpropane
  • Chlorure 2-acryloyloxyĂ©thyle dimĂ©thylammonium (benzyl)
  • 2-Bromo-2-nitro-1,3-propanediol ou Propane-1,3-diol
  • 2-butoxyĂ©thanol
  • 2-dibromo-3-Nitriloprionamide (2-monobromĂ©-3-nitriilopropionamide)
  • 2-Ă©thyl hexanol
  • 2-propanol / alcool isopropylique / isopropanol / Propane-2-ol
  • HomopolymĂšre de 2-propĂšne-1-aminium, N, N-dimĂ©thyl-N-2-chlorure de propĂ©nyl
  • HomopolymĂšre de sel d'ammonium / acide 2-propĂšnoĂŻque
  • PolymĂšre d’Acide 2-propĂ©noĂŻque (Acide acrylique) avec 2 p-acrylamide, sel de sodium / CopolymĂšre d'acrylamide et d'acrylate de sodium
  • Acide 2-propĂ©noĂŻque polymĂ©risĂ© avec phosphinate de sodium (1:1). Rem : Le phosphinate de sodium est Ă©galement nommĂ© « Sodium hypophosphite Â»
  • 2-propĂ©noate tĂ©lomĂ©risĂ© avec sulfite d'hydrogĂšne de sodium
  • 2-propyn-1-ol / Alcool de Progargyl
  • 3,5,7-Triaza-1-azoniatricyclo[3.3.1.13,7]decane, 1-(3-chloro-2-propenyl)-chloride )
  • 3-mĂ©thyl-1-butyne-3-ol
  • 4-nonylphĂ©nol ramifiĂ© polyĂ©thylĂšne glycol Ă©ther / nonylphĂ©nol Ă©thoxylĂ© / oxyalkylĂ© phĂ©nol. Rem : Les nonylphĂ©nols sont fortement suspectĂ©s d’ĂȘtre des perturbateurs endocriniens.
  • Acide acĂ©tique
  • Acide acĂ©tique, hydroxy-, et produits de rĂ©action avec la triĂ©thanolamine
  • Anhydride acĂ©tique
  • AcĂ©tone
  • Acrylamide

Des sables radioactifs ont également beaucoup été utilisés comme traçeurs[38]. Une technologie alternative a été présentée en 2009[39] mais ne semble pas encore trÚs utilisée.

Article dĂ©taillĂ© : Fluide de fracturation.

Domaines d’utilisation du « fracking Â»

  • L’usage largement le plus rĂ©pandu est l’extraction de resources non-conventionnelles de gaz et de pĂ©trole[40],[41],[42], mais l’hydrofracturation peut aussi ĂȘtre utilisĂ©e pour d’autres usages, dont :
  • dĂ©colmater ou « stimuler Â» un forage destinĂ© au pompage d’eau potable[43] (mais au risque parfois d’ensuite l’épuiser plus vite et d’y faciliter les transferts d’eau polluĂ©e, salines, ou se polluant Ă  partir de composĂ©s de la matrice (particules, radionuclĂ©ides, sels rendus disponibles par le fracking) ;
  • « prĂ©conditionner Â» une couche gĂ©ologique (en la fracturant) pour en faciliter une future exploitation miniĂšre[44]


Objectifs techniques

La fracturation hydraulique vise Ă  augmenter (ou rĂ©tablir) la vitesse Ă  laquelle les fluides gras (pĂ©trole), liquides (eau) ou gazeux peuvent ĂȘtre extraits d'un rĂ©servoir souterrain rocheux, dont (c'est de plus en plus le cas) de rĂ©servoirs d'hydrocarbures dits non-conventionnels. Dans ce cas, les rĂ©servoirs sont des lits ou couches de charbon ou de schistes n'ayant pas pu ĂȘtre exploitĂ©s par les mĂ©thodes conventionnelles.
La fracturation hydraulique permet maintenant l'extraction de gaz naturel et de pĂ©trole Ă  partir de formations gĂ©ologiques profondes (5 000 Ă  20 000 pieds). À cette profondeur, la chaleur et la pression permettent la libĂ©ration d’une faible partie des hydrocarbures piĂ©gĂ©es, mais la faible permĂ©abilitĂ© du substrat et de la matrice s’opposent Ă  la circulation jusqu'au puits de forage du gaz naturel et/ou d’hydrocarbures gras tels que le pĂ©trole, en tous cas Ă  une vitesse permettant de rentabiliser le puits par la vente de ces substances.
Dans le cas des schistes profonds dont la permĂ©abilitĂ© naturelle est extrĂȘmement faible (mesurĂ©e en microdarcy voire en nanodarcy)[45], fracturer des portions trĂšs importantes de couches de schiste est Ă  ce jour le seul moyen rentable d’en extraire les gaz qui y sont piĂ©gĂ©s (en trĂšs faible quantitĂ© par m3 de schiste).

Le fracking d'une couche ciblĂ©e de roche (riche en matiĂšre organique, renfermant donc de faibles quantitĂ©s d’hydrocarbures), fournit un chemin conducteur ouvrant au drainage vers le puits une plus grande surface du « rĂ©servoir Â».
On peut rĂ©pĂ©ter le processus de fracking (plusieurs dizaines de fois Ă©ventuellement) Ă  partir d'un mĂȘme puits pour rĂ©activer ou tenter de rĂ©activer le rĂ©seau de fissures quand la production du puits diminue.

Ingénierie

Les fracturation hydraulique fait appel Ă  des processus pluridisciplinaires complexes d’études et planification des travaux.
Des géologues et équipes de prospecteurs identifient et géolocalisent les ressources fossiles potentielles ou certaines. Des équipes de juristes, financiers doivent acquérir ou négocier les droits de prospection et exploitation. Les disciplines qui interviennent ensuite (et pour partie dÚs la phase exploratoire in situ) relÚvent par exemple

AprĂšs quelques annĂ©es de dĂ©veloppement intensif de ces techniques, et alors que les Ă©tudes d’impacts commencent seulement Ă  ĂȘtre demandĂ©es par l’EPA (2010) et en son sein par l'Office of Research and Development (ORD), de nouvelles sciences et disciplines dont la toxicologie et l’écotoxicologie, la restauration Ă©cologique pourraient Ă©galement devoir ĂȘtre appelĂ©es en renfort.

Terminologie

  • complĂ©tion : c'est le travail nĂ©cessaire au bon fonctionnement du puits, en plus du simple fait de le forer
  • Coning : C'est le phĂ©nomĂšne d'appel d'eau crĂ©Ă© par la dĂ©pression causĂ©e par un puits qui aspire le gaz ou le pĂ©trole (quand de l'eau est prĂ©sente Ă  proximitĂ©). Il cause un dĂ©clin de productivitĂ© du puits si le niveau d'eau monte trop vite dans le puits. Le nom provient de la forme de cĂŽne que prenait le plafond de la nappe sous un puits l'aspirant[15].
  • Gradient de fracturation (Fracture Gradient ou FG)  : C’est la pression pour fracturer la formation gĂ©ologique Ă  une profondeur donnĂ©e divisĂ©e par la profondeur. Un gradient de fracture de 18 kPa/m (0.8 psi/pied) implique que, Ă  une profondeur de 3 km (10.000 pieds) une pression de 54 MPa (8000 psi) augmentera la fracturation hydraulique ;
  • ISIP (abrĂ©viation de Instantaneous Shut In Pressure) : C’est la pression mesurĂ©e immĂ©diatement aprĂšs arrĂȘt de l'injection de fluide. L’ISIP fournit une mesure de pression dans le puits d’injection du fluide de fracturation, sans les effets de frottement du fluide.
  • Leakoff : C’est la perte de fluide de fracturation Ă  partir du canal principal de fracture dans la roche environnante (plus permĂ©able), ou dans un rĂ©seau proche dĂ©jĂ  fracturĂ© ;
  • Fluide de fracturation (Fracturing fluid) : c’est le fluide (eau + sable ou microbilles + Ă©ventuels produits chimiques) injectĂ© via le puits de forage et le ou les canaux forĂ©s horizontalement dans la roche Ă  fracturer pour en extraire du pĂ©trole, du gaz ou de l’eau.
    Ce fluide de fracturation a 4 fonctions principales 1) Ouvrir et Ă©tendre un rĂ©seau de fractures ; 2) Transporter divers agent de soutĂšnement le long de fractures, 3) (dans le cas des hydrocarbures non-conventionnels) transporter des agents chimiques qui aideront Ă  dĂ©sorber de la roche le ou les produit(s) que l’opĂ©rateur veut extraire.
    Dans le cas particulier de forages destinĂ©s Ă  dĂ©polluer un sol ou sous-sol, ce fluide peut contenir des bactĂ©ries et de quoi les nourrir, des agents absorbants, adsorbants, chĂ©lateurs, etc ;
  • Fluide de forage ; Il lubrifie la tĂȘte foreuse et le puits. Il doit par une viscositĂ© adĂ©quate faciliter le nettoyage en transport des dĂ©blais de forage du front de taille Ă  la surface, de maniĂšre Ă  Ă©viter l'accumulation de dĂ©blais, ce qui est plus difficile dans les courbures et puits horizontaux ou parties inclinĂ©es du puits.
  • Agent de soutĂšnement (ou Proppants) : Ce sont des particules solides, mises en suspension dans le fluide de fracturation et injectĂ©es dans les fractures. Elles doivent maintenir ces fractures ouvertes, pour crĂ©er et conserver un « chemin Â» conducteur que les fluides (gaz, pĂ©trole, eau) emprunteront pour facilement se dĂ©placer jusqu’au puits d’extraction. On a d’abord utilisĂ© du sable naturel, puis des grains de cĂ©ramique fabriquĂ©s en usine Ă  des diamĂštres et densitĂ©s optimisĂ©s, Ă©ventuellement recouverts par un traitement de surface[46] de rĂ©sine phĂ©nolique par exemple pour qu'ils rĂ©agissent moins avec le fluide de fracturation et le gaz ou le pĂ©trole.
  • Fracing ou fracking[47] sont, dans l'argot du mĂ©tier, des diminutifs qui dĂ©signent l'opĂ©ration de Fracturation hydraulique.
  • kick-off (et "KOP" qui dĂ©signe le " point de Kick-Off" (Kick-Off Point).
  • Screen-outs (Premature screen-outs) : Ce sont certains des scenarii oĂč la fracturation Ă©choue, par exemple par perte du fluide de fracturation dans un rĂ©seau faillĂ© prĂ©-existant ou dans une roche plus permĂ©able que prĂ©vu, ou suite Ă  une consistance inadaptĂ©e du fluide). l'adjonction d'un sable tamisĂ© trĂšs fin au fluide permet parfois de plus ou moins colmater les fuites[48].
  • Skin  : c'est le phĂ©nomĂšne de colmatage des pores, voire des fissures par des fines (particules de mopins de 5 ”m) issues du forage ou du rĂ©servoir, qui endommage irrĂ©versiblement la formation-rĂ©servoir[15].

Le secteur industriel de la fracturation hydraulique

De nombreuses sociétés proposent des services de fracturation pour les forages d'eau potable, décolmatage et dépollutioin de sols, ou des carriers, à proximité de la surface du sol, et à petite échelle. La fracturation profonde nécessite quant à elle des moyens informatique, industriels et technologiques lourds. Elle n'est effectué que par quelques grandes sociétés spécialisées, prestatrices de services pour le compte des grands groupes pétroliers et gaziers.

Selon l'EPA, les neuf grandes entreprises nationale et rĂ©gionales spĂ©cialisĂ©es prĂ©sentes aux États-Unis dans le secteur de la fracturation hydraulique profonde sont (par ordre alphabĂ©tique)

  • BJ Services
  • Complete Production Services
  • Halliburton
  • Key Energy Services
  • Patterson-UTI
  • RPC, Inc.
  • Schlumberger
  • Superior Well Services
  • Weatherford

Notes et références

  1. ↑ PermĂ©abilitĂ© infĂ©rieure ou Ă©gale Ă  0,1 md (microdarcy) dans le contexte de l'exploitation gaziĂšre
  2. ↑ a, b et c Agarwal, R.G. ; Evaluation and Performance Prediction of Low-Permeability Gas Wells Stimulated by Massive Hydraulic Fracturing ; Carter, R.D., ; Pollock, C.B. Journal of Petroleum Technology, Vol. 31, N°3 ; Mars 1979, Pages 362 Ă  372 ; DOI:10.2118/6838-PA ; (RĂ©sumĂ© en anglais)
  3. ↑ Phillips, William John ; Hydraulic fracturing and mineralization ; Journal of the Geological Society (Geological Society of London) ; Aout 1972; v. 128; no. 4; p. 337-359; DOI:10.1144/gsjgs.128.4.0337 (RĂ©sumĂ© en anglais)
  4. ↑ glossary.oilfield.slb.com Schlumberger Oilfield Glossary
  5. ↑ stocks.investopedia.com/stock-analysis/2010/Will-The-EPA-Crack-Down-On-Fracking
  6. ↑ [PDF]Hydraulic Fracturing (“Fracking”) and the HBO Movie GasLand
  7. ↑ a et b L'ABC du gaz de schistes au Canada - Dossier Ă©nergie, consultĂ© 2011/01/16
  8. ↑ a, b, c, d et e PrĂ©sentation du Fracking, sur le site de Halliburton, consultĂ© 2011/01/15
  9. ↑ a, b, c, d, e et f Goode, P.A., Thambynayagam, R.K.M. ; Pressure Drawdown and Buildup Analysis of Horizontal Wells in Anisotropic Media ; Journa "SPE Formation Evaluation" ; Vol.2, N°4, Dec 1987, Pages 683 Ă  697 ; DOI:10.2118/14250-PA (RĂ©sumĂ© en anglais)
  10. ↑ (voir "coning" dans le glossaire en bas de page)
  11. ↑ Watson, T.L., Granites of the southeastern Atlantic states, U.S. Geological Survey Bulletin 426, 1910.
  12. ↑ a et b Howard, G.C. and C.R. Fast (editors), Hydraulic Fracturing, Monograph Vol. 2 of the Henry L. Doherty Series, Society of Petroleum Engineers New York, 1970.
  13. ↑ Montgomery, Carl T., « Hydraulic Fracturing: History of an Enduring Technology Â», dans Journal of Petroleum Technology, Society of Petroleum Engineers, vol. 62, no 12, dĂ©cembre 2010, p. 26-32 (ISSN 0149-2136) [texte intĂ©gral (page consultĂ©e le January 5,2011)] 
  14. ↑ a, b et c C. E. Cooke, Jr. and J. L. Gidley ; "High-Strength Proppant Extends Deep Well Fracturing Capabilities" ; 1OĂšme concrĂšs mondial du PĂ©trole (World Petroleum Congress), du 9 au 4 Septembre 1979 , Bucarest, Roumanie (RĂ©sumĂ©)
  15. ↑ a, b, c, d, e, f, g, h et i Jean-Paul Szezuka, ENSPM Forage dirigĂ©, IngĂ©nierie et mĂ©thodes, Ed 3.3, Juin 2005
  16. ↑ Jean PIRAUD (ANTEA, OrlĂ©ans) ; Comment exprimer et reprĂ©senter les incertitudes gĂ©ologiques en travaux souterrains ? JournĂ©es nationales de GĂ©otechnique et de GĂ©ologie de l’ingĂ©nieur Grenoble, 7-9 juillet 2010, consultĂ© 2011/01/20
  17. ↑ P. Bunger, Robert G. Jeffrey, Emmanuel Detournay ; Toughness-Dominated Near-Surface Hydraulic Fracture Experiments (CSIRO Petroleum; University of Minnesota) ; Gulf Rocks 2004, the 6th North America Rock Mechanics Symposium (NARMS) / American Rock Mechanics Association, du 5 au 9 juin 2004 , Houston, Texas (RĂ©sumĂ© et introduction, en anglais)
  18. ↑ J. Adachi, E. Siebrits, A. Peirce et J. Desroches ; Computer simulation of hydraulic fractures ; International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences ; Volume 44, Issue 5, July 2007, Pages 739-757 ; Doi:10.1016/j.ijrmms.2006.11.006 (RĂ©sumĂ©, en anglais)
  19. ↑ a et b (Les gaz de schistes (shale gas))
  20. ↑ a, b, c et d Extraits/Bande annonce du film Gasland de de Josh Fox, 2010
  21. ↑ ([). http://www.developpement-durable.gouv.fr/Les-ressources-minerales,13850.html])
  22. ↑ ([). http://www.developpement-durable.gouv.fr/Lancement-d-une-mission-pour-mieux.html l])
  23. ↑ Nathalie Kosciusko-Morizet et Eric Besson reçoivent le rapport d'Ă©tape de la mission d'inspection sur les gaz et huiles de schiste, site Internet du MinistĂšre de l'Ă©cologie, 21 avril 2011. ConsultĂ© le 16 juin 2011
  24. ↑ Fox, Josh. Interview par Ira Flatow. New Film Investigates 'Fracking' For Natural Gas. Science Friday. WAMU Washington, DC. June 18, 2010. AccĂ©dĂ© le June 21, 2010.
  25. ↑ Margot Roosevelt : Gulf oil spill worsens -- but what about the safety of gas fracking? (June 18, 2010). ConsultĂ© le June 21, 2010.
  26. ↑ EPA Announces a Schedule of Public Meetings on Hydraulic Fracturing Research Study (June 21, 2010). ConsultĂ© le June 21, 2010.
  27. ↑ ÉlĂ©ments d'analyse critique par l'EPA d'un brouillon d'Ă©tude d'impact d'exploitation gaziĂšre (par fragmentation hydraulique du rĂ©servoir des « Schistes de Marcellus Â» et d'autres rĂ©servoirs Ă  faible permĂ©abilitĂ©), faite par l'État de New-York (EPA, Region 2, NY, Comments on the New York State Department of Environmental Conservation September 2009 draft SGEIS for the Well Permit Issuance for Horizontal Drilling and High-Volume Hydraulic Fracturing to Develop the Marcellus Shale and Other Low-Permeability Gas Reservoirs) (PDF, 2009/12/30)
  28. ↑ (en) « The "Inconvenient Truth" Behind Gasland Â», Huffington Post, 17 fĂ©vrier 2011.
  29. ↑ V. Wright, N. H. Woodcock, et J. A. D. Dickson ; Fissure fills along faults: Variscan examples from Gower, South Wales, Geological Magazine; Nov. 2009; v. 146; no. 6; p. 890-902; DOI: 10.1017/S001675680999001X (RĂ©sumĂ© en anglais)
  30. ↑ a, b, c, d, e et f Proppants? We Don't Need No Proppants Mayerhofer, M.J., Richardson, M.F., Walker Jr., R.N., Meehan, D.N., ; Oehler, M.W.,; Browning Jr., R.R., BJ ; Compte rendu de colloque (SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 5-8 October 1997, San Antonio, Texas) ; DOI:10.2118/38611-MS ([ RĂ©sumĂ©])
  31. ↑ PermĂ©abilitĂ© et percolation dans les schistes (mesurĂ©e en microdarcy voire en nanodarcy) ; www.nknt.org
  32. ↑ a, b, c et d Ching H. Yew, 1997, Proppant Transport in a 3-D Fracture ; Mechanics of Hydraulic Fracturing, Pages 61-83
  33. ↑ Joe Cartwright, Mads Huuse et Andrew Aplin; Seal bypass systems ; AAPG Bulletin; August 2007; v. 91; no. 8; p. 1141-1166; DOI: 10.1306/04090705181 ; American Association of Petroleum Geologists (AAPG) RĂ©sumĂ©, en anglais
  34. ↑ Assez peu de publications sont trouvĂ©es par Google scholar sur ce sujet pour les annĂ©es 1990-2010
  35. ↑ M.P. Cleary, D.E. Johnson, H-H. KogsbĂžll, K.F. Perry, C.J. de Pater, Alfred Stachel, Holger Schmidt, Mauro Tambini ; Field Implementation of Proppant Slugs To Avoid Premature Screen-Out of Hydraulic Fractures With Adequate Proppant Concentration, Low Permeability Reservoirs Symposium, 26-28, April 1993, Denver, Colorado ; DOI:0.2118/25892-MS (RĂ©sumĂ© en anglais)
  36. ↑ Md. Mofazzal Hossain, M.K. Rahman, Numerical simulation of complex fracture growth during tight reservoir stimulation by hydraulic fracturing ; Journal of Petroleum Science and Engineering, Volume 60, Issue 2, 2008/02, Pages 86-104 (http://www.sciencedirect.com/science?_ob=ArticleURL&_udi=B6VDW-4NXHCCC-3&_user=10&_coverDate=02%2F29%2F2008&_rdoc=1&_fmt=high&_orig=article&_origin=article&_zone=related_art_hover&_cdi=5993&_sort=v&_docanchor=&view=c&_ct=59150&_acct=C000050221&_version=1&_urlVersion=0&_userid=10&md5=983f1c0f4a1db8cf0ddc5ebcb33ef78c&searchtype=a RĂ©sumĂ©)
  37. ↑ Source sur www.dec.ny.gov)
  38. ↑ [http://scholar.google.fr/scholar?hl=fr&q=Proppants+Radioactive+sand+&btnG=Rechercher&lr=&as_ylo=&as_vis=0 RĂ©sultats de recherche avec Google scholar sur le thĂšme de l’usage de sable ou proppant radioacif pour la fragmentation hydraulique
  39. ↑ R.R. McDaniel, D.V. Holmes, J.F. Borges, B.J. Bajoie, C.R. Peeples and R.P. Gardner ; Determining Propped Fracture Width From a New Tracer Technology ; Hydraulic Fracturing Technology Conference, 19-21 January 2009, The Woodlands, Texas, doi:10.2118/119545-MS (rĂ©sumĂ©)
  40. ↑ Gidley, J.L. et al. (editors), Recent Advances in Hydraulic Fracturing, SPE Monograph, SPE, Richardson, Texas, 1989.
  41. ↑ Yew, C.H., Mechanics of Hydraulic Fracturing, Gulf Publishing Company, Houston, Texas, 1997.
  42. ↑ Economides, M.J. and K.G. Nolte (editors), Reservoir Stimulation, John Wiley & Sons, Ltd., New York, 2000.
  43. ↑ David Banks & Odling, N.E., Skarphagen, H., and Rohr-Torp, E. ; “Permeability and stress in crystalline rocks” |journal Terra Nova, volume=8, Chap 3 ; DOI:10.1111/j.1365-3121.1996.tb00751.x ; 1996 ; p 223–235
  44. ↑ Brown, E.T., Block Caving Geomechanics, JKMRC Monograph 3, JKMRC, Indooroopilly, Queensland, 2003.
  45. ↑ PermĂ©abilitĂ© et percolation dans les schistes; www.nknt.org
  46. ↑ Exemples de brevet de proppant (agent de soutĂšnement) Composite and reinforced coatings on proppants and particles A. Richard Sinclair et al, ou Lightweight oil and gas well proppants ; David S. Rumpf et al
  47. ↑ Ed Quillen, Fracking, fracing or fraccing ?, June 25, 2009, High Country News
  48. ↑ Warpinski, Norman R. Dual Leakoff Behavior in Hydraulic Fracturing of Tight, Lenticular Gas Sands  ; SPE Production Engineering Volume ; Vol.5, N°3  ; Aout 1990, document public (administration) DOI:10.2118/18259-PA (RĂ©sumĂ©, en anglais)


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Articles connexes

Bibliographie

  • Jean-Paul Szezuka, ENSPM Forage dirigĂ©, IngĂ©nierie et mĂ©thodes, Ed 3.3, juin 2005
  • Jean-Luc Mari Sismique de puits ; Cours online de gĂ©ophysique. UniversitĂ© de Lausane et Institut français du pĂ©trole
  • Hubbert, M.K. ; Willis, D.G. ; Mechanics of hydraulic fracturing  ; Mem. - Am. Assoc. Pet. Geol.; (United States) ; Volume: 18 ; OrgUS Geological Survey (RĂ©sumĂ© )

Liens externes



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