Introduction
Sur les 14000 Gigawatts thermiques que l'humanité consomme environ 32% proviennent du petrole, 26% du charbon et 19% du gaz, soit 77% de combustibles fossiles non-renouvelables, le reste se répartissait entre 5% d'origine nucléaire, 6% d'hydroelectique, 10% de la biomasse traditionnelle (essentiellement le bois) et 1 à 2% d'autres energies dites renouvelables telles que le solaire et les éoliennes . Conséquence de la révolution industrielle, la consommation d’énergie s’est dangereusement emballée depuis la seconde moitié du XXe siècle. L’importante dépendance qui l’accompagne génère de fortes contraintes (accès aux ressources, balance commerciale) . Les prochaines décennies vont voir ces ressources s’épuiser , la sécurité d’approvisionnement en pétrole est devenue la priorité et le déterminant en matière de géopolitique. les ressources non renouvelables comme le pétrole, le gaz et le charbon deviennent de plus en plus rares tandis que leurs prix ne cessent d'augmenter .
Pour relever ce défi majeur d’énergie la solution consiste à trouver des nouvelles sources d'énergie . D'où l'idéé de l'exploitation de gaz de schiste .
L’exploitation des gaz de schiste a entraîné un effondrement des prix et offert aux industriels un gaz trois à quatre fois moins cher que les sources d'energie conventionelle .
On peut trouver du gaz de schiste dans tous les bassins sédimentaires, soit à peu près partout dans le monde (voir la carte ). Selon les évaluations actuelles, il représente la part prépondérante des gaz dits non conventionnels (*) dont les réserves sont estimées par l'Agence internationale de l'énergie (AIE) à 380 000 milliards de m3, soit la moitié des ressources en gaz conventionnel .
Avec des réserves mondiales considérables, le gaz de schiste présente un double intérêt. Il offre une réponse aux besoins énergétiques croissants de la planète et il contribue à réduire la dépendance énergétique vis-à-vis des pays producteurs actuels
Les forages horizontaux comme la fracturation sont des méthodes d'extraction utilisées depuis longtemps pour les hydrocarbures classiques (c'est-à-dire autre que les huiles et gaz de schiste) : le forage horizontal s'est généralisé dans les années , et les débuts de la fracturation hydraulique remontent à 1948. Plus de 10 000 fracturations sont effectuées chaque année dans le monde, y compris pour la géothermie ou la production d'eau potable .
Mais qu'est-ce que c'est le gaz de schiste ? comment fonctionne l'extraction ? Quels sont les risques de cette extraction ? Est-ce que on peut minimiser les degats et comment ?
Comment se forme le gaz de schiste ?
Le gaz de schiste est un gaz naturel ; et comme le pétrole il se forme par photosynthèse. Les végétaux utilisent l’énergie solaire pour transformer le dioxyde de carbone et l’eau en oxygène et en hydrate de carbone.
Les "restes" de ces plantes (de même que les restes des animaux qui les ont ingérées) sont enfouis par des sédiments. A mesure que s’accroît la charge sédimentaire, les hydrates de carbone se transforment en hydrocarbures sous l’effet de la chaleur et de la pression. C’est à ce moment que se forment ces énergies.
Le gaz naturel se forme dans des roches mères organiques. Mais sous l’effet constant de la pression exercée par les sédiments, la majeure partie du gaz naturel migre vers des roches plus poreuses tel le grès ou le calcaire mais aussi vers des terrains dit ‘schisteux’. C’est de ces terrains qu’est extrait ce gaz, d’où son nom.
Un milieu favorable implique un milieu riche en matière organique où cette dernière est rapidement soustraite à l’influence de l’atmosphère. Un tel milieu est par exemple un marécage, une côte maritime riche en végétaux comme les mangroves actuelles ou les lagunes mais également les côtes maritimes riche en vie donc en général de faible profondeur d’eau.
On l’y trouve sous trois formes :
• adsorbé par une matière organique insoluble appelée kérogène;
• piégé dans les espaces poraux des sédiments à grain fin interstratifiés avec l’argile litée;
• confiné dans les fractures du schiste argileux
on parle d’hydrocarbures fossiles. Fossiles car il s’agit d’organismes qui ont été vivants qui ont été enfouis et se sont transformés. Hydrocarbure car charbon, pétrole et gaz sont formés de deux types d’atomes, l’hydrogène et le carbone . Raison pour laquelle ils constituent d’excellents combustibles (le bois aussi est composé de carbone). Leur combustion produit du CO2 et de la vapeur d’eau .
Pour la molecule de méthane sa réaction avec l’oxygène on a la réaction :
CH4 + 2 O2 → CO2 + 2 H2O
Les hydrocarbures sont nombreux et peuvent être simples comme le méthane (CH4),
composant du gaz naturel ou plus complexe comme l’octane (C8H18), composant du
pétrole.
Comment trouve-t-on du gaz de schiste?
L’exploration de gaz de schiste ,qui ressemble à l’exploration des gisements conventionnels de gaz naturel , consiste généralement à :
• passer en revue l’information existante;
• établir un relevé aérien pour recueillir des données sur les champs magnétiques, la gravité et le rayonnement;
• établir des relevés sismiques afin de repérer et d’évaluer les structures souterraines susceptibles d’emmagasiner du gaz naturel;
• effectuer un forage d’exploration pour détecter la présence d’hydrocarbures dans les structures souterraines;
• réaliser une diagraphie en cours de forage pour déterminer la porosité, la perméabilité et les fluides des gisements.
Dans le cas du gaz de schiste, on ciblera principalement les formations d’argile litée contenant des sédiments à grain fin poreux et perméables interstratifiés ainsi que des réseaux de fractures naturelles. Les outils utilisés pour repérer les fractures incluent les diagraphies de densité, des registres d’épaisseur et de température ainsi que des microanalyseurs qui établissent une imagerie du gisement. L’imagerie aérienne multispectrale à basse altitude est une nouvelle technique qui permet de localiser les microfractures souterraines et la prospectivité des formations d’argile litée.
Le principe théorique d'exploitation des gaz de schiste est très simple : puisque la roche contenant le gaz est imperméable, il n' y a qu'à la rendre perméable. Plusieurs techniques sont envisageables
L’exploitation du gaz de schiste est, sur le plan du principe, simple : on fore un trou pour atteindre le schiste situé en profondeur, on fracture le schiste pour permettre au gaz de mieux circuler et on récupère le gaz par le même trou de forage.
En pratique, les problèmes sont nombreux.
Depuis plus de 150 ans, on sait faire des forages verticaux. Puis, on a développé des techniques permettant de faire des forages obliques, inclinés de quelques dizaines de degrés par rapport à la verticale.
Le forage horizontal :
Le puits d’un forage horizontal a une nettement plus haute probabilité de rencontrer des fractures naturelles du schiste. Le puits devra donc être creusé perpendiculairement ou tout au moins obliquement à la schistosité. Le forage horizontal est beaucoup plus adapté au gaz de schiste mais il est également beaucoup plus couteux.On sait maintenant "classiquement" faire des forages horizontaux sur une distance de plus de 2000 à 3000 m.
La fracturation hydraulique :
La fracturation hydraulique se fait en trois grandes étapes :
1) Le forage, dans notre cas, horizontal (voir plus haut).
2) La réalisation de petites explosions successives pour créer un premier jeu de
fractures à proximité du forage.
3) L’injection d’un fluide sous très haute pression pour élargir ces premières fractures
et les prolonger.
La pression dite lithostatique augmente avec la profondeur, tout simplement à cause du poids des roches sus-jacentes. La pression P à une profondeur z est égale àρgz , avec ρ la masse volumique et g l'accélération de la pesanteur. Si on considère que les roches sédimentaires ont une masse volumique de 2500 kg./m³ et que g vaut 10 m./s², on voit que la pression augmente de 2,5.107 Pa (250 bars) par km. Dans un forage (plein d'eau), cette pression augmente « seulement » de 107 Pa par km (l'eau a une masse volumique de « seulement » 1000 kg./m³). Si, au fond d'un forage, on donne au liquide de forage une pression supérieure à la pression lithostatique, alors ce liquide aura tendance à s'insinuer dans la moindre fracture, à écarter les bords de cette fracture, ce qui la propagera latéralement. La fracture se propagera perpendiculairement à la direction de la contrainte minimale (σ3). On pourra donc faire des fractures horizontales (élargissement de bas en haut) dans le cas où le contexte tectonique fait que σ3 est vertical (à faible profondeur, par exemple), ou des fractures verticales dans le cas (le plus fréquent à une certaine profondeur) ou σ3 n'est pas vertical, pour faciliter la pénétration des fluides et des fractures dans le plan de contrainte minimale.
Au fond d'un forage de 3 km de profondeur (P lithostatique d'environ 7,5.107 Pa), il « suffira » de communiquer au liquide de forage une surpression de plus de 5.107 Pa (500 bars), s'ajoutant aux 2,5.107 Pa de pression hydrostatique, afin de fracturer les roches, et donc de les rendre perméables. Si on ajoute au liquide de forage sur-comprimé du sable, celui-ci s'insinuera dans les fractures, et empêchera qu'elles ne se referment une fois qu'on arrête la surpression. Pour que le sable soit bien mobile dans l'eau de forage, sans faire de « bouchon » ou sans s'accumuler dans des « points bas », pour qu'eau et sable puissent bien s'insinuer dans les fissures… des additifs, tels que des épaississants (gomme de guar,...) et autres composés aux propriétés physiques, chimiques ou bactériologiques particulières, seront mêlés à l'eau. Une fois la fracturation terminée, le gaz s'échappera alors par les fractures, comme dans n'importe quelle roche magasin dont la perméabilité est due à des fractures pré-existantes.
La composition et les teneurs en chaque produit ou mélange a été tenues secrètes par les producteurs et utilisateurs, qui ont demandé au Sénat que la loi ne les oblige pas même à révéler 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
De nombreux produits sont ou ont été utilisés dans les fluides, dont on connait pas la majorité , les plus connues sont :
• 1,2 benzisothiazolin-2-one / 1,2-benzisothiazolin-3-one
• 1,2,4 triméthylbenzène
• 1,4-dioxane
• 1-eicosène
• 1-hexadécène
• 1-octadécène
• 1-tétradécène
(1-tetradecene)
• 2,2 dibromo-3-nitrilopropionamide
• 2,2 '-azobis-{2 - (imidazlin-2-yl) propane-dichlorhydrate}
• 2,2-Dobromomalonamide
• polymère acide de sel de sodium 2-acrylamido-2-méthylpropane
• Chlorure 2-acryloyloxyéthyle diméthylammonium (benzyl)
• 2-Bromo-2-nitro-1,3-propanediol ou Propane-1,3-diol
• 2-butoxyéthanol
• 2-dibromo-3-Nitriloprionamide (2-monobromé-3-nitriilopropionamide)
• 2-éthyl hexanol
• 2-propanol /alcool isopropylique / isopropanol / Propane-2-ol
• Homopolymère de 2-propène-1-aminium, N, N-diméthyl-N-2-chlorure de propényl
• Homopolymère de sel d'ammonium / acide 2-propènoïque
• Polymère d’Acide 2-propénoïque (Acide acrylique) avec 2 p-acrylamide, sel de sodium /Copolymère d'acrylamide et d'acrylate de sodium
• Acide 2-propénoïque polymérisé avec phosphinate de sodium (1:1). Rem : Le phosphinate de sodium est également nommé « Sodium hypophosphite »
• 2-propénoate télomérisé avec sulfite d'hydrogène 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-méthyl-1-butyne-3-ol
• 4-nonylphénol ramifié polyéthylène glycol éther / nonylphénol éthoxylé / oxyalkylé phénol. Rem : Les nonylphénols sont fortement suspectés d’être des perturbateurs endocriniens.
• Acide acétique
• Acide acétique, hydroxy-, et produits de réaction avec la triéthanolamine
• Anhydride acétique
• Acétone
• Acrylamide
Les principaux roles de ces additifs sont :
•
Acide chlorhydrique : dissous certains minéraux gênants
Inhibiteur de corrosion : empêche la corrosion du train de tubesdétruits par micro-organismes
Contrôleur du fer Empêche : la précipitation de métal dans le tube en réagissant avec les minéraux
Agent anti-bactérien : Détruit les bactéries de l’eau produisant des produits corrosifs
Agent anti-dépôts : Empêche la formation de dépôts dans le tube et les équipements de surfaceproduit lui-même
Stabilisateur d’argile : réagit avec l’argile en formation par un processus d’échange ionique
sodium-potassiumNaCl : Réducteur de frottementrend l’eau plus "glissante"
Surfactant : rend l’eau plus visqueuse et plus efficace
Agent gélifiant : rend l’eau plus "épaisse" pour que le sable reste bien ensuspension
Agent casseur : avec un effet retard, annule l’effet gélifiant en profondeur pour une meilleure pénétration de l’eauammoniaque, sulfates (sels)
Crosslinker : maintient la viscosité de l’eau malgré l’augmentation de la température
NaOH : maintient un pH neutre de l’eau et ainsi l’efficacité des autres composants
Les risques liés à l'exploitation de gaz de schiste :
Risques sismiques :
Les operations de forage et d'extraction peuvent occasionner des secousses sismiques. Les fractures provoquées artificiellement par ces actions ont le même effet hydrogéologique que les ruptures en cisaillement induites en géothermie par les injections de fluides sous pression. Lorsqu'un forage geothermique est effectué dans une zone présentant naturellement de fortes contraintes dans le sous-sol ,elle induit des fractures artificielles et produit aussi des ruptures en cisaillement et en extension qui sont à l’origine d’une sismicité de même nature que celle induite par la fracturation hydraulique pratiquée pour l'exploitation du gaz de schiste . Les secousses sont cependant plus frequentes mais moins intenses
D’autre part, les forages de géothermie profonde atteignent des couches plus basses que celles renfermant les gisements de gaz. L’impact des fractures est donc plus faiblement ressenti en surface. Par ailleurs, l’exploitation de la géothermie semble pouvoir se passer d’additifs et se suffire d’eau sous pression pour la fracturation des roches.
Risques de contamination de la nappe phréatique :
le forage par fracturation hydraulique peut entraîner une pollution de la nappe phréatique ou des eaux superficielles en cas d’incident technique. On a alors trois sources de contamination possibles :
• Les Fluides de fracturations
•Le Gaz de schiste
•Les eaux interstitielles issues des gisements (renferment des elements toxiques et radioactifs)
Les contaminations peuvent se produire generalement suite à des remontées le long des puits ou à des fuites à travers les tubages. Il faut de preference étanchéifier la zone de contact entre le tubage d'acier et la roche environnante avec du ciment .
Il est toutefois difficile d’assurer la qualité de la cimentation dans les puits de très grande profondeur ; il peut alors arriver que la protection des aquifères ne soit pas totale. D’autre part, des contaminations peuvent se produire par le biais d’anciens puits.
la distance sur laquelle les fluides de fracturation peuvent pénétrer latéralement dans les aquifères surplombant les gisements dépend des paramètres tels que la porosité du milieu ou l’intensité des échanges entre aquifère et substrat rocheux.
La dégradation des produits chimiques dans le sous-sols pose generalement un problème , Si elle provoque une consomation excessive d'oxygene (qui favorise la dissolution du fer et du calcaire) dans une aquifère , l'eau sera contaminé et impropre a la consomation ou même a la revalorisation suite aux problèmes rencontré lors de la ré-oxygenation en arrivant a la surface . Parsuite le tubage en acier des forages, destinés à protéger les couches géologiques traversées de toute pollution, sont défectueux.
Toute hydrofracturation doit etre précedé par des études biogéochimiques
Des essais géo-mécaniques doivent être menés pour etudier la longueur probable des fissures provoquées, la composition des eaux souterraines doit aussi être surveillée pendant et après l'operation
Consommation d’eau :
La production des hydrocarbures de schiste requiert généralement d'enormes quantités d'eau . La quantité d’eau nécessaire à un forage comprenant un puits horizontal varie de 7 a 29 millions de litres , cela suffirait à alimenter pas moin de 1000 personnes en europe pendant un an . La moitié de l'eau utilisée peut être a nouveau extraite du puits et partiellement réutilisée dans les fluides de fracturation.L'autre moitié reste coinçé en sous-sol avec les additifs .
Additifs et risques (éco)toxicologiques :
Le nombre d'additifs utilisé Aujourd'hui est limité , Pour l’exploitation du gaz de schiste, les additifs chimiques représentent environ 0,5 % des liquides de fracturation (le reste est de l’eau – plus de 90 % – et du sable). Un véritable cocktail chimique – à peu près l'équivalent de 5 camions citernes de produits chimiques – contenant des produits cancérigènes, neurotoxiques, mutagènes, est utilisé à chaque fracturation. On retrouve les additifs suivants:
-Bactéricides pour éviter l’activité bactérienne dans le puits
-anticorrosion pour préserver les parois métalliques du puits et les tubes de production
-gélifi ants pour faciliter le transport du sable dans les fissures ( le saccharose ou la gomme de guar)
-surfactants pour faciliter l’évacuation de l’eau afin qu’elle soit récupérée et traitée avant son retour dans son milieu d’origine.
L’acide chlorhydrique injecté dans les liquides de fracturation pose des problèmes sanitaires et environnementaux. L’agence américaine de protection de l’environnement (EPA) décrit les effets de cette substance sur la santé humaine comme étant corrosifs pour les yeux (conjonctivite), la peau (brûlures) et les muqueuses (notamment l’estomac –ulcères). Les vapeurs d’acide sont susceptibles d’affecter les voies respiratoires (œdèmes pulmonaires). L’exposition chronique est responsable de bronchites, de gastrites, de dermatites et de photosensibilisation. A très faibles doses, il peut provoquer la décoloration et l’érosion des dents . D’autres effets environnementaux indirects sont également à craindre. En effet, les fluides acidifiés vont dissoudre les roches mères. Celles-ci sont particulièrement riches en métaux lourds (plomb, mercure…) et parfois même en éléments radioactifs. Des composés d’origine naturelle contenus dans les schistes peuvent ainsi être libérés à partir de la roche mère lors des fracturations successives et se retrouver dans les liquides résiduels de l’exploitation du gaz de schiste. Il s’agit de composés tels que des éléments radioactifs (radium, thorium, uranium, et des métaux lourds (Arsenic, Cadmium, nickel, plomb, cobalt, mercure…). Aux Etats-Unis, des niveaux élevés d’arsenic ont été trouvés dans des puits d’eau de particuliers se trouvant dans la zone de la formation de Barnett Shale de Nord le Texas .
Les effets des métaux lourds et des éléments radioactifs, ont été bien décrits dans la littérature scientifique. Selon l’OMS, l’exposition prolongée ces éléments, même en petites quantités, peut causer de graves problèmes de santé et constitue une menace pour le développement de l’enfant in utero et à un âge précoce.
Les Ethers-oxydes: Très irritants pour la plupart, mais aussi, pour certains reprotoxiques, ou mutagènes, cancérogènes comme l'oxyde d'éthylène. Dans cette famille également le 2-butoxyéthanol, toxique pour les cellules sanguines et perturbateur endocrinien.
Effluents de fracturation et risques potentiels pour les eaux de surface :
Les eaux de sortie de la fracturation sont un mélange de fluide de fracturation et d’eau interstitielle arrachée à la roche-mère . Cette dernière renferme des elements radioactifs qui peuvent présenter un danger. Les effluents peuvent d’autre part contenir des produits de réaction des additifs injectés et des composés organiques issus des gisements (toluène, benzène, etc.)
les stations d’épuration communales sont devant l'incappacité de dépolluer convenablement les eaux de fracturation ,après traitement, les effluents renferment encore de fortes teneurs en baryum, en strontium, en bromures, en chlorures et en benzène. Les eaux de sortie de la fracturation devraient donc être traitées dans des unités spéciales gérées par les exploitants comme c’est aujourd’hui le cas des eaux usées industrielles ou des eaux d’infiltration des décharges de déchets dangereux.
Emanations incontrôlées de gaz en sous-sol :
Les migrations incontrôlées de méthane dans le sous-sol constituent la plus grande source d’incertitude du système. Le gaz peut circuler par convection ou, éventuellement, remonter par diffusion. Dans certaines conditions, le méthane peut atteindre le réseau d’aquifères régional et, partant de là, gagner les nappes phréatiques superficielles. Cette éventualité doit être étudiée plus en détail. En tout état de cause, une autorisation doit être demandée auprès des autorités en charge de l’eau avant tout forage.
Infrastructures de surface et perturbations dues aux activités d’exploitation :
L’exploitation d’un puits nécessite des voies d’accès, des réservoirs, des bassins de rétention pour les effluents et les eaux pluviales et de l’espace pour l’entreposage du matériel, la circulation et le stationnement des engins et camions et l’installation des baraques de chantier . La Grande-Bretagne estime le besoin d’espace à environ 1 ha par puits (sans accès routier) . Une partie de cette surface est libérée à la fin de l’exploitation qui dure en général entre 3 et 6 ans . Les phases de construction et d’exploitation s’accompagnent d’une circulation importante : les Britanniques estiment qu’un puits vertical doté de 6 drains horizontaux nécessite de 4300 à 6600 déplacements de camion. Le forage lui-même s’accompagne de nuisances acoustiques. Par ailleurs, une certaine pollution lumineuse est émise du fait de l’éclairage nocturne de l’installation qui fonctionne 24h sur 24
Améliorer la fracturation hydraulique c'est possible ?
Les industriels ne lâchent pas la belle affaire et sont à pied d'oeuvre pour trouver des moyens pour "améliorer la fracturation hydraulique au niveau environnemental, pour la rendre plus acceptable"
Certaines sociétés proposent déjà d'utiliser "des adjuvants à l'impact faible dans l'environnement : des produits de qualité alimentaire comme la gomme de guar (un épaississant d'origine végétale,)"
Des produits soit disant "non toxiques pour l'environnement","On pourrait travailler aussi sur un matériau qui remplacerait le sable et éviterait d'avoir à utiliser des adjuvants"
D'autres techniques d'extraction ?
Le second grand axe de recherches vise à remplacer l'eau utilisée pour la fracturation hydraulique par d'autres liquides, comme du GPL (gaz de pétrole liquéfié) ou même du gaz comme le gaz carbonique.
Enfin, des méthodes radicalement différentes sont évoquées au sein du secteur, mais ne sont encore que des hypothèses... Elles visent à fissurer la roche-mère non plus par l'injection d'un fluide sous pression, mais par des des procédés thermiques, acoustiques, ou encore des micro-charges explosives. Attention toutefois au risque de micro-séismes qui sont apparus lors de forages exploratoires au Royaume-Uni.
La société Chimera Energy Corp a mis au point une technologie qui pourrait débloquer les choses en Europe en matière d’exploitation des gaz de schiste. Cette nouvelle technique permet d’extraire l’huile de schiste sans utiliser la fracturation hydraulique, c’est à dire sans les produits chimiques ajoutés à l’eau qui sont reprochés à la méthode actuelle.
La nouvelle technique d’extraction, appelée Extraction Exothermique Non hydraulique, ou fracturation sèche, n’utilise ni eau, ni explosifs, ni acides, ni solvants. Elle fait l’économie de 0,5% de produits chimiques présents dans les volumes d’eau injectés dans le sol par la fracturation hydraulique classique. Cette nouvelle technologie, développée en Chine puis au Texas, utilise au contraire des composants inertes, non toxiques et non caustiques.
Au départ, cette technique a été imaginée les forages dans les régions arctiques où l’eau utilisée pour la fracturation hydraulique gèle et se fige.
La perforation serait pneumatique et non hydraulique. Elle recourt à des gaz chauds plutôt que du liquide pour fracturer le schiste. Et le gaz en question serait l’hélium. En effet, ce serait dans la capacité qu’a l’hélium, gaz rare et inerte, d’augmenter son volume 700 fois (quand il passe du stade liquide au stade gazeux) que l’extraction exothermique trouverait sa puissance.
Le fracking sans eau
L’hélium est injecté dans le puits sous sa forme liquide puis la chaleur naturelle du sous-sol le réchauffe avec l’aide de réactions chimiques le fait passer au stade gazeux, gonflant ainsi son volume avec une grande force mécanique. Cette force est assez puissante pour fracturer la roche mère.
Pas de risque de pénurie avec cette technologie également appelée « fracking sans eau » car l’hélium est très abondant. comme nous l’explique le dossier de presse de l’industriel. Il est le second élément le plus répandu dans l’univers. L’hélium est le gaz le moins soluble dans l’eau que l’on connaisse. Ses caractéristiques chimiques permettent une extraction des gaz sans avoir besoin d’utiliser de solvants.
Cette nouvelle technologie pourrait ouvrir une nouvelle ère pour l’extraction du gaz de schiste car ce qui freine certains pays, notamment européens, est la controverse sur les problèmes de pollution.
Conclusion :
Le gaz de schiste presente des grands avantages et peut permettre une transition énergétique entre énergies fossiles et énergies renouvelables. En effet, son processus de formation est, malgrés quelques divergences, similaire à celui des hydrocarbures traditionnels, c'est-à-dire se basant sur l'enfouissement de la matiere organique . Ce respect du processus de formation permet à ce gaz d'avoir potentiel energétique fort . Cependant , son exploitation est conditionnée par les enjeux écologiques et les risques potentiels .
Réferences bibliographiques :
science et vie n°1148 mai 2013 gaz de schiste le dossier vérité
Le mirage du gaz de schiste - Thomas Porcher
Le vrai scandale des gaz de schiste: François VEILLERETTE, Marine JOBERT
energy information administration
http://www .evadeo.org/
http://www .lps.ens.fr/
http://www .ufip.fr/uploads/documents/UFIP_Roche_mere_2013.pdf
http://www .pseudo-sciences.org/spip.php?article1922
http://www.eawag.ch/medien/publ/fb/doc/fb_fracking_f.pdf
http://nawaat. org/portail/2013/10/29/enquete-sur-le-gaz-de-schiste-en-tunisie
http://www .consoglobe.com/technique-exploitation-propre-gaz-de-schiste-c
Elaboré par : A-A / F-MM
Sur les 14000 Gigawatts thermiques que l'humanité consomme environ 32% proviennent du petrole, 26% du charbon et 19% du gaz, soit 77% de combustibles fossiles non-renouvelables, le reste se répartissait entre 5% d'origine nucléaire, 6% d'hydroelectique, 10% de la biomasse traditionnelle (essentiellement le bois) et 1 à 2% d'autres energies dites renouvelables telles que le solaire et les éoliennes . Conséquence de la révolution industrielle, la consommation d’énergie s’est dangereusement emballée depuis la seconde moitié du XXe siècle. L’importante dépendance qui l’accompagne génère de fortes contraintes (accès aux ressources, balance commerciale) . Les prochaines décennies vont voir ces ressources s’épuiser , la sécurité d’approvisionnement en pétrole est devenue la priorité et le déterminant en matière de géopolitique. les ressources non renouvelables comme le pétrole, le gaz et le charbon deviennent de plus en plus rares tandis que leurs prix ne cessent d'augmenter .
Pour relever ce défi majeur d’énergie la solution consiste à trouver des nouvelles sources d'énergie . D'où l'idéé de l'exploitation de gaz de schiste .
L’exploitation des gaz de schiste a entraîné un effondrement des prix et offert aux industriels un gaz trois à quatre fois moins cher que les sources d'energie conventionelle .
On peut trouver du gaz de schiste dans tous les bassins sédimentaires, soit à peu près partout dans le monde (voir la carte ). Selon les évaluations actuelles, il représente la part prépondérante des gaz dits non conventionnels (*) dont les réserves sont estimées par l'Agence internationale de l'énergie (AIE) à 380 000 milliards de m3, soit la moitié des ressources en gaz conventionnel .
Avec des réserves mondiales considérables, le gaz de schiste présente un double intérêt. Il offre une réponse aux besoins énergétiques croissants de la planète et il contribue à réduire la dépendance énergétique vis-à-vis des pays producteurs actuels
Les forages horizontaux comme la fracturation sont des méthodes d'extraction utilisées depuis longtemps pour les hydrocarbures classiques (c'est-à-dire autre que les huiles et gaz de schiste) : le forage horizontal s'est généralisé dans les années , et les débuts de la fracturation hydraulique remontent à 1948. Plus de 10 000 fracturations sont effectuées chaque année dans le monde, y compris pour la géothermie ou la production d'eau potable .
Mais qu'est-ce que c'est le gaz de schiste ? comment fonctionne l'extraction ? Quels sont les risques de cette extraction ? Est-ce que on peut minimiser les degats et comment ?
Comment se forme le gaz de schiste ?
Le gaz de schiste est un gaz naturel ; et comme le pétrole il se forme par photosynthèse. Les végétaux utilisent l’énergie solaire pour transformer le dioxyde de carbone et l’eau en oxygène et en hydrate de carbone.
Les "restes" de ces plantes (de même que les restes des animaux qui les ont ingérées) sont enfouis par des sédiments. A mesure que s’accroît la charge sédimentaire, les hydrates de carbone se transforment en hydrocarbures sous l’effet de la chaleur et de la pression. C’est à ce moment que se forment ces énergies.
Le gaz naturel se forme dans des roches mères organiques. Mais sous l’effet constant de la pression exercée par les sédiments, la majeure partie du gaz naturel migre vers des roches plus poreuses tel le grès ou le calcaire mais aussi vers des terrains dit ‘schisteux’. C’est de ces terrains qu’est extrait ce gaz, d’où son nom.
Un milieu favorable implique un milieu riche en matière organique où cette dernière est rapidement soustraite à l’influence de l’atmosphère. Un tel milieu est par exemple un marécage, une côte maritime riche en végétaux comme les mangroves actuelles ou les lagunes mais également les côtes maritimes riche en vie donc en général de faible profondeur d’eau.
On l’y trouve sous trois formes :
• adsorbé par une matière organique insoluble appelée kérogène;
• piégé dans les espaces poraux des sédiments à grain fin interstratifiés avec l’argile litée;
• confiné dans les fractures du schiste argileux
on parle d’hydrocarbures fossiles. Fossiles car il s’agit d’organismes qui ont été vivants qui ont été enfouis et se sont transformés. Hydrocarbure car charbon, pétrole et gaz sont formés de deux types d’atomes, l’hydrogène et le carbone . Raison pour laquelle ils constituent d’excellents combustibles (le bois aussi est composé de carbone). Leur combustion produit du CO2 et de la vapeur d’eau .
Pour la molecule de méthane sa réaction avec l’oxygène on a la réaction :
CH4 + 2 O2 → CO2 + 2 H2O
Les hydrocarbures sont nombreux et peuvent être simples comme le méthane (CH4),
composant du gaz naturel ou plus complexe comme l’octane (C8H18), composant du
pétrole.
Comment trouve-t-on du gaz de schiste?
L’exploration de gaz de schiste ,qui ressemble à l’exploration des gisements conventionnels de gaz naturel , consiste généralement à :
• passer en revue l’information existante;
• établir un relevé aérien pour recueillir des données sur les champs magnétiques, la gravité et le rayonnement;
• établir des relevés sismiques afin de repérer et d’évaluer les structures souterraines susceptibles d’emmagasiner du gaz naturel;
• effectuer un forage d’exploration pour détecter la présence d’hydrocarbures dans les structures souterraines;
• réaliser une diagraphie en cours de forage pour déterminer la porosité, la perméabilité et les fluides des gisements.
Dans le cas du gaz de schiste, on ciblera principalement les formations d’argile litée contenant des sédiments à grain fin poreux et perméables interstratifiés ainsi que des réseaux de fractures naturelles. Les outils utilisés pour repérer les fractures incluent les diagraphies de densité, des registres d’épaisseur et de température ainsi que des microanalyseurs qui établissent une imagerie du gisement. L’imagerie aérienne multispectrale à basse altitude est une nouvelle technique qui permet de localiser les microfractures souterraines et la prospectivité des formations d’argile litée.
Le principe théorique d'exploitation des gaz de schiste est très simple : puisque la roche contenant le gaz est imperméable, il n' y a qu'à la rendre perméable. Plusieurs techniques sont envisageables
L’exploitation du gaz de schiste est, sur le plan du principe, simple : on fore un trou pour atteindre le schiste situé en profondeur, on fracture le schiste pour permettre au gaz de mieux circuler et on récupère le gaz par le même trou de forage.
En pratique, les problèmes sont nombreux.
Depuis plus de 150 ans, on sait faire des forages verticaux. Puis, on a développé des techniques permettant de faire des forages obliques, inclinés de quelques dizaines de degrés par rapport à la verticale.
Le forage horizontal :
Le puits d’un forage horizontal a une nettement plus haute probabilité de rencontrer des fractures naturelles du schiste. Le puits devra donc être creusé perpendiculairement ou tout au moins obliquement à la schistosité. Le forage horizontal est beaucoup plus adapté au gaz de schiste mais il est également beaucoup plus couteux.On sait maintenant "classiquement" faire des forages horizontaux sur une distance de plus de 2000 à 3000 m.
La fracturation hydraulique :
La fracturation hydraulique se fait en trois grandes étapes :
1) Le forage, dans notre cas, horizontal (voir plus haut).
2) La réalisation de petites explosions successives pour créer un premier jeu de
fractures à proximité du forage.
3) L’injection d’un fluide sous très haute pression pour élargir ces premières fractures
et les prolonger.
La pression dite lithostatique augmente avec la profondeur, tout simplement à cause du poids des roches sus-jacentes. La pression P à une profondeur z est égale àρgz , avec ρ la masse volumique et g l'accélération de la pesanteur. Si on considère que les roches sédimentaires ont une masse volumique de 2500 kg./m³ et que g vaut 10 m./s², on voit que la pression augmente de 2,5.107 Pa (250 bars) par km. Dans un forage (plein d'eau), cette pression augmente « seulement » de 107 Pa par km (l'eau a une masse volumique de « seulement » 1000 kg./m³). Si, au fond d'un forage, on donne au liquide de forage une pression supérieure à la pression lithostatique, alors ce liquide aura tendance à s'insinuer dans la moindre fracture, à écarter les bords de cette fracture, ce qui la propagera latéralement. La fracture se propagera perpendiculairement à la direction de la contrainte minimale (σ3). On pourra donc faire des fractures horizontales (élargissement de bas en haut) dans le cas où le contexte tectonique fait que σ3 est vertical (à faible profondeur, par exemple), ou des fractures verticales dans le cas (le plus fréquent à une certaine profondeur) ou σ3 n'est pas vertical, pour faciliter la pénétration des fluides et des fractures dans le plan de contrainte minimale.
Au fond d'un forage de 3 km de profondeur (P lithostatique d'environ 7,5.107 Pa), il « suffira » de communiquer au liquide de forage une surpression de plus de 5.107 Pa (500 bars), s'ajoutant aux 2,5.107 Pa de pression hydrostatique, afin de fracturer les roches, et donc de les rendre perméables. Si on ajoute au liquide de forage sur-comprimé du sable, celui-ci s'insinuera dans les fractures, et empêchera qu'elles ne se referment une fois qu'on arrête la surpression. Pour que le sable soit bien mobile dans l'eau de forage, sans faire de « bouchon » ou sans s'accumuler dans des « points bas », pour qu'eau et sable puissent bien s'insinuer dans les fissures… des additifs, tels que des épaississants (gomme de guar,...) et autres composés aux propriétés physiques, chimiques ou bactériologiques particulières, seront mêlés à l'eau. Une fois la fracturation terminée, le gaz s'échappera alors par les fractures, comme dans n'importe quelle roche magasin dont la perméabilité est due à des fractures pré-existantes.
La composition et les teneurs en chaque produit ou mélange a été tenues secrètes par les producteurs et utilisateurs, qui ont demandé au Sénat que la loi ne les oblige pas même à révéler 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
De nombreux produits sont ou ont été utilisés dans les fluides, dont on connait pas la majorité , les plus connues sont :
• 1,2 benzisothiazolin-2-one / 1,2-benzisothiazolin-3-one
• 1,2,4 triméthylbenzène
• 1,4-dioxane
• 1-eicosène
• 1-hexadécène
• 1-octadécène
• 1-tétradécène
(1-tetradecene)
• 2,2 dibromo-3-nitrilopropionamide
• 2,2 '-azobis-{2 - (imidazlin-2-yl) propane-dichlorhydrate}
• 2,2-Dobromomalonamide
• polymère acide de sel de sodium 2-acrylamido-2-méthylpropane
• Chlorure 2-acryloyloxyéthyle diméthylammonium (benzyl)
• 2-Bromo-2-nitro-1,3-propanediol ou Propane-1,3-diol
• 2-butoxyéthanol
• 2-dibromo-3-Nitriloprionamide (2-monobromé-3-nitriilopropionamide)
• 2-éthyl hexanol
• 2-propanol /alcool isopropylique / isopropanol / Propane-2-ol
• Homopolymère de 2-propène-1-aminium, N, N-diméthyl-N-2-chlorure de propényl
• Homopolymère de sel d'ammonium / acide 2-propènoïque
• Polymère d’Acide 2-propénoïque (Acide acrylique) avec 2 p-acrylamide, sel de sodium /Copolymère d'acrylamide et d'acrylate de sodium
• Acide 2-propénoïque polymérisé avec phosphinate de sodium (1:1). Rem : Le phosphinate de sodium est également nommé « Sodium hypophosphite »
• 2-propénoate télomérisé avec sulfite d'hydrogène 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-méthyl-1-butyne-3-ol
• 4-nonylphénol ramifié polyéthylène glycol éther / nonylphénol éthoxylé / oxyalkylé phénol. Rem : Les nonylphénols sont fortement suspectés d’être des perturbateurs endocriniens.
• Acide acétique
• Acide acétique, hydroxy-, et produits de réaction avec la triéthanolamine
• Anhydride acétique
• Acétone
• Acrylamide
Les principaux roles de ces additifs sont :
•
Acide chlorhydrique : dissous certains minéraux gênants
Inhibiteur de corrosion : empêche la corrosion du train de tubesdétruits par micro-organismes
Contrôleur du fer Empêche : la précipitation de métal dans le tube en réagissant avec les minéraux
Agent anti-bactérien : Détruit les bactéries de l’eau produisant des produits corrosifs
Agent anti-dépôts : Empêche la formation de dépôts dans le tube et les équipements de surfaceproduit lui-même
Stabilisateur d’argile : réagit avec l’argile en formation par un processus d’échange ionique
sodium-potassiumNaCl : Réducteur de frottementrend l’eau plus "glissante"
Surfactant : rend l’eau plus visqueuse et plus efficace
Agent gélifiant : rend l’eau plus "épaisse" pour que le sable reste bien ensuspension
Agent casseur : avec un effet retard, annule l’effet gélifiant en profondeur pour une meilleure pénétration de l’eauammoniaque, sulfates (sels)
Crosslinker : maintient la viscosité de l’eau malgré l’augmentation de la température
NaOH : maintient un pH neutre de l’eau et ainsi l’efficacité des autres composants
Les risques liés à l'exploitation de gaz de schiste :
Risques sismiques :
Les operations de forage et d'extraction peuvent occasionner des secousses sismiques. Les fractures provoquées artificiellement par ces actions ont le même effet hydrogéologique que les ruptures en cisaillement induites en géothermie par les injections de fluides sous pression. Lorsqu'un forage geothermique est effectué dans une zone présentant naturellement de fortes contraintes dans le sous-sol ,elle induit des fractures artificielles et produit aussi des ruptures en cisaillement et en extension qui sont à l’origine d’une sismicité de même nature que celle induite par la fracturation hydraulique pratiquée pour l'exploitation du gaz de schiste . Les secousses sont cependant plus frequentes mais moins intenses
D’autre part, les forages de géothermie profonde atteignent des couches plus basses que celles renfermant les gisements de gaz. L’impact des fractures est donc plus faiblement ressenti en surface. Par ailleurs, l’exploitation de la géothermie semble pouvoir se passer d’additifs et se suffire d’eau sous pression pour la fracturation des roches.
Risques de contamination de la nappe phréatique :
le forage par fracturation hydraulique peut entraîner une pollution de la nappe phréatique ou des eaux superficielles en cas d’incident technique. On a alors trois sources de contamination possibles :
• Les Fluides de fracturations
•Le Gaz de schiste
•Les eaux interstitielles issues des gisements (renferment des elements toxiques et radioactifs)
Les contaminations peuvent se produire generalement suite à des remontées le long des puits ou à des fuites à travers les tubages. Il faut de preference étanchéifier la zone de contact entre le tubage d'acier et la roche environnante avec du ciment .
Il est toutefois difficile d’assurer la qualité de la cimentation dans les puits de très grande profondeur ; il peut alors arriver que la protection des aquifères ne soit pas totale. D’autre part, des contaminations peuvent se produire par le biais d’anciens puits.
la distance sur laquelle les fluides de fracturation peuvent pénétrer latéralement dans les aquifères surplombant les gisements dépend des paramètres tels que la porosité du milieu ou l’intensité des échanges entre aquifère et substrat rocheux.
La dégradation des produits chimiques dans le sous-sols pose generalement un problème , Si elle provoque une consomation excessive d'oxygene (qui favorise la dissolution du fer et du calcaire) dans une aquifère , l'eau sera contaminé et impropre a la consomation ou même a la revalorisation suite aux problèmes rencontré lors de la ré-oxygenation en arrivant a la surface . Parsuite le tubage en acier des forages, destinés à protéger les couches géologiques traversées de toute pollution, sont défectueux.
Toute hydrofracturation doit etre précedé par des études biogéochimiques
Des essais géo-mécaniques doivent être menés pour etudier la longueur probable des fissures provoquées, la composition des eaux souterraines doit aussi être surveillée pendant et après l'operation
Consommation d’eau :
La production des hydrocarbures de schiste requiert généralement d'enormes quantités d'eau . La quantité d’eau nécessaire à un forage comprenant un puits horizontal varie de 7 a 29 millions de litres , cela suffirait à alimenter pas moin de 1000 personnes en europe pendant un an . La moitié de l'eau utilisée peut être a nouveau extraite du puits et partiellement réutilisée dans les fluides de fracturation.L'autre moitié reste coinçé en sous-sol avec les additifs .
Additifs et risques (éco)toxicologiques :
Le nombre d'additifs utilisé Aujourd'hui est limité , Pour l’exploitation du gaz de schiste, les additifs chimiques représentent environ 0,5 % des liquides de fracturation (le reste est de l’eau – plus de 90 % – et du sable). Un véritable cocktail chimique – à peu près l'équivalent de 5 camions citernes de produits chimiques – contenant des produits cancérigènes, neurotoxiques, mutagènes, est utilisé à chaque fracturation. On retrouve les additifs suivants:
-Bactéricides pour éviter l’activité bactérienne dans le puits
-anticorrosion pour préserver les parois métalliques du puits et les tubes de production
-gélifi ants pour faciliter le transport du sable dans les fissures ( le saccharose ou la gomme de guar)
-surfactants pour faciliter l’évacuation de l’eau afin qu’elle soit récupérée et traitée avant son retour dans son milieu d’origine.
L’acide chlorhydrique injecté dans les liquides de fracturation pose des problèmes sanitaires et environnementaux. L’agence américaine de protection de l’environnement (EPA) décrit les effets de cette substance sur la santé humaine comme étant corrosifs pour les yeux (conjonctivite), la peau (brûlures) et les muqueuses (notamment l’estomac –ulcères). Les vapeurs d’acide sont susceptibles d’affecter les voies respiratoires (œdèmes pulmonaires). L’exposition chronique est responsable de bronchites, de gastrites, de dermatites et de photosensibilisation. A très faibles doses, il peut provoquer la décoloration et l’érosion des dents . D’autres effets environnementaux indirects sont également à craindre. En effet, les fluides acidifiés vont dissoudre les roches mères. Celles-ci sont particulièrement riches en métaux lourds (plomb, mercure…) et parfois même en éléments radioactifs. Des composés d’origine naturelle contenus dans les schistes peuvent ainsi être libérés à partir de la roche mère lors des fracturations successives et se retrouver dans les liquides résiduels de l’exploitation du gaz de schiste. Il s’agit de composés tels que des éléments radioactifs (radium, thorium, uranium, et des métaux lourds (Arsenic, Cadmium, nickel, plomb, cobalt, mercure…). Aux Etats-Unis, des niveaux élevés d’arsenic ont été trouvés dans des puits d’eau de particuliers se trouvant dans la zone de la formation de Barnett Shale de Nord le Texas .
Les effets des métaux lourds et des éléments radioactifs, ont été bien décrits dans la littérature scientifique. Selon l’OMS, l’exposition prolongée ces éléments, même en petites quantités, peut causer de graves problèmes de santé et constitue une menace pour le développement de l’enfant in utero et à un âge précoce.
Les Ethers-oxydes: Très irritants pour la plupart, mais aussi, pour certains reprotoxiques, ou mutagènes, cancérogènes comme l'oxyde d'éthylène. Dans cette famille également le 2-butoxyéthanol, toxique pour les cellules sanguines et perturbateur endocrinien.
Effluents de fracturation et risques potentiels pour les eaux de surface :
Les eaux de sortie de la fracturation sont un mélange de fluide de fracturation et d’eau interstitielle arrachée à la roche-mère . Cette dernière renferme des elements radioactifs qui peuvent présenter un danger. Les effluents peuvent d’autre part contenir des produits de réaction des additifs injectés et des composés organiques issus des gisements (toluène, benzène, etc.)
les stations d’épuration communales sont devant l'incappacité de dépolluer convenablement les eaux de fracturation ,après traitement, les effluents renferment encore de fortes teneurs en baryum, en strontium, en bromures, en chlorures et en benzène. Les eaux de sortie de la fracturation devraient donc être traitées dans des unités spéciales gérées par les exploitants comme c’est aujourd’hui le cas des eaux usées industrielles ou des eaux d’infiltration des décharges de déchets dangereux.
Emanations incontrôlées de gaz en sous-sol :
Les migrations incontrôlées de méthane dans le sous-sol constituent la plus grande source d’incertitude du système. Le gaz peut circuler par convection ou, éventuellement, remonter par diffusion. Dans certaines conditions, le méthane peut atteindre le réseau d’aquifères régional et, partant de là, gagner les nappes phréatiques superficielles. Cette éventualité doit être étudiée plus en détail. En tout état de cause, une autorisation doit être demandée auprès des autorités en charge de l’eau avant tout forage.
Infrastructures de surface et perturbations dues aux activités d’exploitation :
L’exploitation d’un puits nécessite des voies d’accès, des réservoirs, des bassins de rétention pour les effluents et les eaux pluviales et de l’espace pour l’entreposage du matériel, la circulation et le stationnement des engins et camions et l’installation des baraques de chantier . La Grande-Bretagne estime le besoin d’espace à environ 1 ha par puits (sans accès routier) . Une partie de cette surface est libérée à la fin de l’exploitation qui dure en général entre 3 et 6 ans . Les phases de construction et d’exploitation s’accompagnent d’une circulation importante : les Britanniques estiment qu’un puits vertical doté de 6 drains horizontaux nécessite de 4300 à 6600 déplacements de camion. Le forage lui-même s’accompagne de nuisances acoustiques. Par ailleurs, une certaine pollution lumineuse est émise du fait de l’éclairage nocturne de l’installation qui fonctionne 24h sur 24
Améliorer la fracturation hydraulique c'est possible ?
Les industriels ne lâchent pas la belle affaire et sont à pied d'oeuvre pour trouver des moyens pour "améliorer la fracturation hydraulique au niveau environnemental, pour la rendre plus acceptable"
Certaines sociétés proposent déjà d'utiliser "des adjuvants à l'impact faible dans l'environnement : des produits de qualité alimentaire comme la gomme de guar (un épaississant d'origine végétale,)"
Des produits soit disant "non toxiques pour l'environnement","On pourrait travailler aussi sur un matériau qui remplacerait le sable et éviterait d'avoir à utiliser des adjuvants"
D'autres techniques d'extraction ?
Le second grand axe de recherches vise à remplacer l'eau utilisée pour la fracturation hydraulique par d'autres liquides, comme du GPL (gaz de pétrole liquéfié) ou même du gaz comme le gaz carbonique.
Enfin, des méthodes radicalement différentes sont évoquées au sein du secteur, mais ne sont encore que des hypothèses... Elles visent à fissurer la roche-mère non plus par l'injection d'un fluide sous pression, mais par des des procédés thermiques, acoustiques, ou encore des micro-charges explosives. Attention toutefois au risque de micro-séismes qui sont apparus lors de forages exploratoires au Royaume-Uni.
La société Chimera Energy Corp a mis au point une technologie qui pourrait débloquer les choses en Europe en matière d’exploitation des gaz de schiste. Cette nouvelle technique permet d’extraire l’huile de schiste sans utiliser la fracturation hydraulique, c’est à dire sans les produits chimiques ajoutés à l’eau qui sont reprochés à la méthode actuelle.
La nouvelle technique d’extraction, appelée Extraction Exothermique Non hydraulique, ou fracturation sèche, n’utilise ni eau, ni explosifs, ni acides, ni solvants. Elle fait l’économie de 0,5% de produits chimiques présents dans les volumes d’eau injectés dans le sol par la fracturation hydraulique classique. Cette nouvelle technologie, développée en Chine puis au Texas, utilise au contraire des composants inertes, non toxiques et non caustiques.
Au départ, cette technique a été imaginée les forages dans les régions arctiques où l’eau utilisée pour la fracturation hydraulique gèle et se fige.
La perforation serait pneumatique et non hydraulique. Elle recourt à des gaz chauds plutôt que du liquide pour fracturer le schiste. Et le gaz en question serait l’hélium. En effet, ce serait dans la capacité qu’a l’hélium, gaz rare et inerte, d’augmenter son volume 700 fois (quand il passe du stade liquide au stade gazeux) que l’extraction exothermique trouverait sa puissance.
Le fracking sans eau
L’hélium est injecté dans le puits sous sa forme liquide puis la chaleur naturelle du sous-sol le réchauffe avec l’aide de réactions chimiques le fait passer au stade gazeux, gonflant ainsi son volume avec une grande force mécanique. Cette force est assez puissante pour fracturer la roche mère.
Pas de risque de pénurie avec cette technologie également appelée « fracking sans eau » car l’hélium est très abondant. comme nous l’explique le dossier de presse de l’industriel. Il est le second élément le plus répandu dans l’univers. L’hélium est le gaz le moins soluble dans l’eau que l’on connaisse. Ses caractéristiques chimiques permettent une extraction des gaz sans avoir besoin d’utiliser de solvants.
Cette nouvelle technologie pourrait ouvrir une nouvelle ère pour l’extraction du gaz de schiste car ce qui freine certains pays, notamment européens, est la controverse sur les problèmes de pollution.
Conclusion :
Le gaz de schiste presente des grands avantages et peut permettre une transition énergétique entre énergies fossiles et énergies renouvelables. En effet, son processus de formation est, malgrés quelques divergences, similaire à celui des hydrocarbures traditionnels, c'est-à-dire se basant sur l'enfouissement de la matiere organique . Ce respect du processus de formation permet à ce gaz d'avoir potentiel energétique fort . Cependant , son exploitation est conditionnée par les enjeux écologiques et les risques potentiels .
Réferences bibliographiques :
science et vie n°1148 mai 2013 gaz de schiste le dossier vérité
Le mirage du gaz de schiste - Thomas Porcher
Le vrai scandale des gaz de schiste: François VEILLERETTE, Marine JOBERT
energy information administration
http://www .evadeo.org/
http://www .lps.ens.fr/
http://www .ufip.fr/uploads/documents/UFIP_Roche_mere_2013.pdf
http://www .pseudo-sciences.org/spip.php?article1922
http://www.eawag.ch/medien/publ/fb/doc/fb_fracking_f.pdf
http://nawaat. org/portail/2013/10/29/enquete-sur-le-gaz-de-schiste-en-tunisie
http://www .consoglobe.com/technique-exploitation-propre-gaz-de-schiste-c
Elaboré par : A-A / F-MM
