Les chercheurs au Tyndall Centre à l'université de Manchester, en Angleterre, ont enquêté sur les impacts du gaz de schiste sur l'environnement et les changements climatiques. L'exploitation du gaz de schiste, ou de shale, est bien lancée aux États-Unis et devra commencer bientôt en Grande-Bretagne.

Financé par la Coopérative, le rapport démontre comment l'exploitation du gaz de schiste risque beaucoup de contaminer les sols et les eaux de surface. Pour ces raisons seules, le rapport demande qu'un moratoire sur l'exploitation du gaz de schiste soit déclaré tant que notre compréhension des procédés d'extraction ne sera pas plus complète.

Finalement, le rapport conclue que dans un monde assoiffé d'énergie, n'importe quelle nouvelle source de combustible fossile ne peut qu'augmenter les émissions de carbone. Dans le cas du gaz de schiste, cela retarderait probablement l'introduction de sources d'énergie alternatives renouvelables. "Par conséquent, si nous sommes sérieux dans nos engagements pour éviter les changements climatiques dangereux, le seul endroit sécuritaire pour le gaz de schiste est dans les profondeurs de la terre." dit le professeur Kevin Anderson du Tyndall Centre et de l'université de Manchester.

Le texte ci-dessous est une tradution libre de l'introduction du rapport préliminaire du Tyndall Centre for Climate Change Research. Le texte original est ici: http://www.tyndall.ac.uk/shalegasreport avec un lien pour télécharger le rapport en format pdf de 87 pages.

Le titre du rapport est:

"Shale gas: a provisionnal assessment of climate change and environmental impacts - A research report by The Tyndall Center, University of Manchester with Sustainable Change Co-operative, Report commissioned by The Co-operative. January 2011"

qui pourrait se traduire par: Le gaz de schiste: une évaluation provisoire des impacts sur les changements climatiques et environnementaux - Un rapport de recherche fait par The Tyndall Center, University of Manchester, avec la Coopérative Changements soutenables, un rapport accrédidté par The Co-operative. Le rapport porte la date de janvier 2011.

Sommaire

Ce rapport, accrédité par The Co-operative, fournit une évaluation provisoire des risques et avantages de l'exploitation du gaz de schiste, dans le but de renseigner la position du The Co-operative sur cette source d'énergie non conventionnelle. L'analyse dans le rapport se penche sur deux questions spécifiques associées avec l'extraction et la combustion du gaz de schiste.

Premièrement, il détaille les émissions potentielles de GES de la Grande-Bretagne et mondiales provenant d'un nombre varié de scénarios selon les prédictions actuelles de la ressource en gaz de schiste. Deuxièmement, il se penche sur les risques associés avec l'exploitation du gaz de schiste pour la santé et l'environnement. On doit préciser qu'un problème autour de l'évaluation de ces questions est le manque de données fiables. À date, le gaz de schiste n'a été exploité qu'aux États-Unis, et bien que les estimations initiales ont été faites, il est difficile de quantifier les ressources possibles dans les autres parties du globe, dont la Grande-Bretagne.

Aussi, l'information sur les aspects de la santé et l'environnement est de qualité variable et seulement maintenant enclanche-t-on des efforts systématiques pour mieux comprendre ces questions. Donc, bien que nous nous efforçons d'assurer l'exactitude de l'information dans ce rapport, il ne peut qu'être aussi juste que l'information sur laquelle il se base. C'est bien clair, par contre, que bien que l'exploitation du gaz de schiste au niveau mondial ne nécessite pas autant d'énergie et d'eau à des quantités élevées comme les autres sources d'énergie non conventionnels comme le pétrole extrait des sables bitumineux, il pose des risques potentiels à la santé humaine et l'environnement. Principalement, la possibilité que des chimiques dangereux pénètrent les eaux souterraines durant les procédés d'extraction doit être le sujet de plus de recherche rigoureuse avant que l'on considère laisser cette industrie prendre de l'expansion.

De plus, bien qu'on fait la promotion du gaz de schiste comme étant un moyen de transition vers un avenir avec moins de carbone, aucune preuve disponible n'indique que cela pourrait être le cas. C'est difficile d'entrevoir autre chose que de voir le gaz de schiste utilisé en plus des autres réserves de combustibles fossiles et ajouter au fardeau du carbone. Cela pourrait ajouter un autre 11ppmv de CO2 au-dessus des niveaux prévus sans le gaz de schiste, un estimé qui pourrait augmenter si l'exploitation du gaz de schiste dépasse les scénarios envisagés. Cela pourrait s'ajouter si les investissements en gaz de schiste retarderaient les investissements nécessaires dans les technologies à zéro ou très faible carbone.

Conclusions principales:

Les faits aux États-Unis laissent voir les risques de contamination des sols et de l'eau de surface venant de l'exploitation des gaz de schiste, et tant que la preuve de base est présentée, une approche de précaution au développement en Grande-Bretagne et en Europe serait la seule action responsable. La profondeur de l'exploitation du gaz de schiste pose des défits majeurs pour identifer catégoriquement les passages de contamination des eaux souterraines par les produits chimiques employés durant le procédé d'extraction. Une analyse de ces substances indique que plusieurs ont des propriétés toxiques, cancérigènes ou autrement dangereuses. Il existe amplement de sources non-confirmées aux États-Unis que des contaminations des sols et des eaux de surface se sont produites dans plusieurs endroits. Cela a incité l'EPA (Environmental Protection Agency) des É.-U. à lancer un programme de recherche pour améliorer les connaissances de ces risques. Les résultats initiaux devraient être rendus vers la fin de l'année 2012. Des actions au niveau des États également: par exemple, le 11 décembre 2010, le gouverneur de l'état de New York a émis un ordre exigeant plus d'analyses sur la fracturation hydraulique dans la formation du shale du Marcellus et la cessation de toute fracturation d'ici le 1er juillet 2011 au moins. L'analyse dans ce rapport démontre clairement que les risques associés avec les impacts cumulatifs d'assez de puits pour contribuer suffisamment aux besoins énergétiques de la Grande-Bretagne ne peuvent pas être écartés, même s'ils pourraient être négligeables au niveau d'un seul puits. Étant donné l'exigeance des états membres de l'Union Européenne d'employer le principe de précaution, l'exploitation des gaz de schiste devrait être retardée jusqu'à ce qu'au moins l'EPA aura déposé son rapport, et dépendant de ses conclusions, peut-être davantage.

Il y a très peu de données pour avancer que le gaz de schiste jouera un rôle clé comme source d'énergie de transition vers une économie faible en carbone. Si l'on mesure les cycles de vie respectifs, les émissions de CO2 des gaz de schiste seront probablement légèrement plus élevées que celles des autres sources de gaz conventionnel. Néammoins, il y a très peu de preuves selon les données disponibles sur le gaz de schiste aux É.-U. que celui-ci remplace ou sera un substitut important du charbon. De plus, les projections prévoient que le gaz de schiste continuera d'être employé en plus du charbon afin de satisfaire les besoins énergétiques croissants. Si les émissions de carbone doivent respecter les diminutions de l'Accord de Copenhagen de 2 degrés C., les sources d'électricité sans carbone sont nécessaires. Ce besoin de décarboniser rapidement nous fait questionner davantage n'importe quel rôle le gaz de schiste pourrait jouer comme source d'énergie de transition puisque son exploitation n'est pas encore commencée, excepté aux É.-U. De plus, il est important d'insister que le gaz de schiste pourrait être une source d'énergie faible en carbone seulement s'il est combiné au stockage de carbone, une technologie qui n'a pas encore fait ses preuves. Si un maximum de carbone (carbon cap) significatif était fixé, alors l'impact d'un prix du carbone faciliterait le remplacement du charbon par le gaz de schiste dans des pays en voie d'industrialisation.

Sans un maximum d'émissions de carbone (cap on emissions) global (GHG), l'exploitation des gaz de schiste devrait augmenter les émissions nettes de carbone. Dans un monde en soif d'énergie, où la croissance du PIB continue de dominer la scène politique et que les contraintes efficaces et sévères sur les émissions de carbone de la planète ne soient pas mises en place, l'exploitation d'une ressource fossile augmentera probablement la consommation d'énergie et les émissions qui viennent avec. Cela diminuera davantage toute possibilité déjà très mince de maintenir les changements de température globale à ou sous 2 degrés Celsius et donc augmentera le risque de s'engager dans une période de changements climatiques dangereux. Si les rendements en gaz de schiste ressemblent aux scénarios mondiaux, les augmentations d'émissions résulteraient à des concentrations atmosphériques additionnelles de CO2 de 3-11ppmv d'ici 2050.

Des réductions rapides de carbon nécessitent des investissements importants dans des technologies zéro carbone et cela serait retardé par l'exploitation du gaz de schiste. Les investissements requis pour exploiter les gaz de schiste seront importants. Relativement à la réduction des émissions de carbone, ces investissements seraient beaucoup plus efficaces si ils visaient des technologies véritablement zéro ou très faible carbone. Si l'argent va dans les gaz de schiste, alors il y a un danger réel que cela retarderait le développement et le déploiement de telles technologies.

Conclusions clés spécifiques à la Grande-Bretagne

Les besoins en eau de l'exploitation de gaz de schiste imposeraient des pressions considérables aux ressources en eau localement en G.-B. L'exploitation du gaz de schiste nécessite beaucoup d'eau. Puisque les ressources en eau dans plusieurs régions de la G.-B. sont déjà éprouvées, cette demande d'eau pourrait apporter des problèmes importants et additionnels au niveau local. L'exploitation du gaz de schiste en G.-B. apportera problablement des défis de plus. Le risque de contamination des ressouces en eau de l'aquifère par des chimiques dangereux utilisés dans l'exploitation deviendra probablement une source d'objections locales.

De plus, la Grande-Bretagne est denséement peuplée et par conséquent n'importe quels puits d'extraction de gaz de schiste seront relativement près des centres urbains. La proximité d'une telle exploitation causera une variété d'inquiétudes locales dont: le forage causera des activités de surface pendant plusieurs mois, sinon des années, ce qui générera de la pollution par le bruit potentiellement envahissant. Aussi, l'intensité de la circulation routière de camions pendant la construction de la tour de forage aura un impact important sur des routes déjà engorgées. De plus, les demandes en usage de terrains pour l'exploitation sera la source de pressions sur les ressources en occupation du territoire déjà en rareté.

1. Introduction

1.1 Mise en contexte

Vu que les réserves en gaz naturel conventionnel sont en déclin partout dans le monde, le gaz de schiste s'est révélé comme une nouvelle source de gaz non conventionnel avec un potentiel important. Aux États-Unis, la production de gaz de schiste est passée d'environ 7,6 milliards de mètres cubes en 1990 (ou 1,4% des réserves en gaz aux É.-U.) à environ 93 milliards de mètres cubes (14,3% des réserves totales des É.-U.). Les prévisions en énergie prédisent que le gaz de schiste prendra plus de place pour répondre à la demande en gaz aux É.-U. pour les 20 prochaines années. Cette augmentation est en grande partie grâce aux avancées importantes dans les techniques de forages horizontaux et les stimulations, ainsi que le raffinage, en plus des diminutions de coûts de ces technologies. La fracturation hydraulique est la plus importante de ces nouvelles techniques.

Cette nouvelle semblance d'abondance du gaz de schiste aux É.-U. (ainsi qu'ailleurs) a poussé plusieurs à dire que le gaz de schiste pourrait en principe remplacer potentiellement les sources d'énergie plus grandes en carbone comme le charbon dans la production d'électricité. En se basant sur cela, l'argumentaire est que la production croissante de gaz de schite pourrait devenir un pas de transition vers une économie plus faible en carbone aux É.-U. et potentiellement ailleurs, et on l'a baptisé "bridging fuel".

Que le gaz de schiste puisse avoir ces bienfaits, par contre, dépend sur un nombre varié de facteurs dont l'empreinte carbone d'émissions de gaz à effet de serre du nouveau procédé d'extraction nécessaire pour la production du gaz de schiste et comment cela se compare avec les autres sources primaires d'énergie comme le gaz naturel conventionnel et le charbon. En tant que source de gaz non conventionnel qui nécessite des intrants additionnels et des procédés pour différents taux de rendement de gaz, on ne peut pas tout simplement prétendre que du gaz, c'est du gaz et que l'intensité des GES du gaz de schiste non conventionnel est semblable à celle du gaz conventionnel, et du même coup, beaucoup moindre que d'autres sources d'énergie comme le charbon. À date, cela est un aspect qui n'a pas été étudié en détails et par conséquent, ce n'est pas clair quel sera l'impact d'un changement pour le gaz non conventionnel sur les émissions des GES.

En plus des questions en suspens sur l'ampleur des améliorations des GES grâce aux gaz de schiste, les technologies de forage et de fracturation hydraulique nécessaires pour l'exploitation du gaz de schiste apportent avec elles également un nombre d'impacts environnementaux négatifs et des risques. Une quantité de préoccupations a été soulevée sur les risques à la santé et l'environnement ainsi que d'autres impacts négatifs liés avec les procédés et les technologies employés dans l'exploitation du gaz de schiste. Parmis ceux-là: la contamination de l'eau de surface et souterraine par des chimiques utilisés dans le procédé de fracturation hydraulique et le déplacement de contaminants souterrains comme les métaux lourds, les chimiques organiques et les matières naturellement radioactives (NORMS); les déchêts dangereux générés et à traiter; les questions sur la ressource, dont des quantités importantes d'eau nécessaires pour les procédés de fracturation hydraulique; les usages des terres, les impacts sur les infrastructures et le paysage. Les risques environnementaux qui viennent avec la fracturation hydraulique en particulier sont devenus apparents aux É.-U.

Il y a eu un nombre d'incidents et des reportages de contamination causés par l'exploitation du gaz de schiste, et le procédé est le sujet d'une enquête détaillée de l'EPA des É.-U. depuis mars 2010, un programme de recherche qui se penchera sur les impacts sur la sécurité et les risques qui devra fournir des résultats préliminaires vers la fin de l'année 2012. Certains législateurs de quelques états penchent vers un moratoire sur la fracturation hydraulique pendant que les risques sont évalués. Dans l'état de New York, par exemple, le 3 août 2010, le sénat a voté sur une règlementation pour cesser la fracturation hydraulique pour l'exploitation du gaz de schiste ou du pétrole jusqu'au 15 mai 2011 ainsi que l'arrêt d'octrois de tels permis. Le 11 décembre 2010, le gouverneur de l'état de New York a passé un véto sur ce règlement et l'a remplacé avec un ordre dictant au Department of Environmental Conservation (DEC) de mener une révision complète et une analyse sur la fracturation hydraulique dans le shale du Marcellus.

L'ordre exige que la fracturation hydraulique à haut volume dans un forage horizontal ne serait pas permise avant le 1er juillet 2011. Il est donc clair que les bienfaits potentiels en GES qui peuvent ou ne pas être acquis en exploitant le gaz de schiste sont liés avec un nombre de risques et de coûts environnementaux qui doivent être pris en ligne de compte dans une équation complexe de risques-coûts-gains. En plus des coûts directs, les risques et les bienfaits potentiels de l'exploitation des gaz de schiste, il y a aussi le potentiel de coûts indirects en investissant dans le gaz de schiste comme "bridging fuel". Ici, il y a la possibilité que le développement du gaz de schiste détourne notre attention et les investissements pour des solutions d'énergies renouvelables qui sont à la base d'une économie faible en carbone.

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1.2 Les objectifs de l'étude

Comme faisant partie de son travail en cours sur les sources d'énergies non conventionnelles, la Co-operative a mandaté cette courte étude pour fournir une révision et une évaluation des risques et bienfaits du développement des gaz de schiste afin d'éclairci sa prise de position en cette matière. Elle se penche sur l'information en général et aussi en particulier pour la Grande-Bretagne à l'intérieur de l'Union Européenne où il y a de l'intérêt jusqu'à date très mitigé sur l'avenir de la ressource en gaz de provenance des réserves dans le shale et de l'exploration. L'objectif d'ensemble est de tirer de l'information disponible, surtout des É.-U. où l'exploitation du gaz de schiste prend de l'ampleur, pour prendre connaissance des risques potentiels et des avantages du gaz de schiste et réfléchir sur le développement des réserves du shale qui pourraient être trouvées en G.-B.

Ainsi, les questions qui seront évaluées dans cette étude incluent:

- l'empreinte en carbone possible, dont les émissions du cycle de vie, du gaz de schiste à comparer avec les autres sources primaires d'énergie comme le charbon et le gaz naturel conventionnel;

- l'ampleur des ressources connues et la contribution potentielle des émissions de CO2 dans l'atmosphère venant de l'extraction et la combustion des réserves des gaz de schiste exploitables.

- les risques environnementaux clés et les impacts liés avec l'exploitation des gaz de schiste dont: la consommation d'eau, la contamination des sols et des eaux de surface par les chimiques de la fracturation hydraulique et les autres contaminants, ainsi que toutes les autres questions qui pourraient survenir d'une perspective soutenable pour la G.-B.

1.3 Structure du rapport

La section 2 du rapport décrira les procédés de la production du gaz de schiste et se penche sur le développement et la production des réserves aux É.-U.. Cette section discutera également sur les activités autour des gaz de schiste en G.-B.

La section 3 traitera des effets sur les GES de l'exploitation du gaz de schiste.

La section 4 revoit et évalue les impacts environnementaux et les risques qui viennent avec l'exploitation du gaz de schiste ainsi que les impacts cumulatifs et les questions de transport des grandes quantités de gaz de schiste dans la G.-B.

La section 5 résume et tire les conclusions en ce qui a trait aux risques, aux coûts et les avantages du développement de la filière des gaz de schiste en G.-B. en particulier.

2. L'exploitation du gaz de schiste et les réserves

2.1 Vue d'ensemble

Les schistes gaziers sont des formations géologique de shale riche en matières organiques, une roche sédimentaire qui s'est formé de dépôts de boue, de sédiments, de glaise et de matières organiques. Auparavant, ils étaient considérés comme des rocs relativement imperméables servant pour sceller le gaz qui migre vers d'autres dépôts comme du grès perméable et des réservoirs de carbone qui sont la cible de la production du gaz commercial conventionnel. Avec les avancées des technologies de forage et de stimulation de puits (paufinées par la production du gaz conventionnel), par contre, l'extraction du gaz non conventionnel de ces formations de shale moins perméables peuvent être réalisées.

Le développement et l'application combinée du forage horizontal avec la fracturation hydraulique ont permis l'épanouissement du potentiel de production de gaz de ces formations de shale plus serrées et moins perméables, et comme mentionné plus haut, le développement le plus rapide et le plus important du gaz de schiste et des procédés s'y rattachant se sont faits aux É.-U.. Là-bas, l'exploitation du gaz de schiste a augmenté la production de 7,6 milliards de mètres cubes en 1990 (ou 1,4% des réserves totales en gaz aux É.-U.) à environ 93 milliards de mètres cubes (soit 14,3% des réserves totales en gaz aux É.-U.) en 2009.

En se basant sur l'expérience américaine, cette section donnera des détails sur les procédés modernes impliqués dans la production du gaz de schiste et une vue d'ensemble des réserves estimées et les niveaux de production historiques et futures aux É.-U. Il y aura aussi des informations sur les réserves connues et le développement de la ressource en G.-B et dans l'Union Européenne, où l'exploitation du gaz de schiste est à ses tous débuts aux stages exploratoires.

2.2 Les procédés de production des gaz de schiste

2.2.1 Introduction aux procédés du gaz de schiste

Le forage horizontal et la fracturation hydraulique sont les 2 technologies qui ensembles ont le potentiel de permettre l'extraction du gaz de schiste des formations les plus serrées. La fracturation hydraulique, ou fracking, est une technique de stimulation de puits qui consiste à pomper un fluide et un agent proppant (matière de soutient) comme du sable dans le puits à de grandes pressions pour provoquer des fractures dans le roc qui contien des hydrocarbures. Ces fractures commencent dans le puits d'injection et s'étendent jusqu'à quelues centaines de mètres dans le roc réservoir. Les "proppants" maintiennent les fractures ouvertes pour permettre aux hydrocarbures de s'infiltrer dans le trou du puits. Entre 15% et 80% des fluides injectés sont récupérés à la surface.

Le forage directionnel et horizontal permet au puits de pénétrer le long du filon du roc qui contient les hydrocarbures qui peut être moins de 90 mètres d'épaisseur dans la plupart des régions principales de shale aux É.-U. Cela maximise la région du roc qui une fois fracturée, est en contact avec le trou de forage et donc maximise la production du puits en écoulement et en volume de gaz qui peut être extrait du puits.

Excepté pour quelques outils spécialisés, le forage horizontal se fait avec de l'équipement très similaire et avec des technologies très similaires au forage vertical, et en effet, les stages de forage au début sont presque identiques aux puits verticaux typiques des puits de gaz conventionnels. À part de la section verticale de forage et la tête de puits finale, par contre, les procédés de développement et d'extraction sont différentes entre la production du gaz conventionnel et du gaz non conventionnel. Bien que certains puits de gaz conventionnel ont été stimulés avec les méthodes de fracturation hydraulique, la fracturation hydraulique et le forage horizontal sont plus qu'absolument nécessaires pour les puits de gaz de schiste pour qu'ils soit assez productifs et payants.

Les exigences du forage horizontal et de la fracturation hydraulique font que la distribution des puits à la surface au-dessus des formations cibles est différente, et les procédés de l'exploitation se sont adaptés au fil du temps pour les rendre plus efficaces. À partir des premières expériences dans le gaz de schiste au début du 20e siècle, le procédé moderne s'est développé pour aboutir à un modèle type qui regroupe plusieurs puits sur des sites à puits multiples (multi-well pads), des forages horizontaux qui partent de chaque puits et des stages multiples de fracturation avec du "slickwater".

Table 2.1 Les principaux jalons technologiques du gaz de schiste

Au début des années 1990, on exploite du gaz naturel des puits dans le shale. Les forages verticaux sont fracturés hydrauliquement avec de la mousse.

1983: Premier puits foré dans le Barnett Shale au Texas
1980-1990: Usage combiné de fluides de fracturation en gels dans des puits verticaux
1991: Premier puits horizontal foré dans le Barnett Shale
1996: Début de l'usage de fluides de fracturtion appelés "slickwater"
1998: Fracturation avec du "slickwater" dans des puits déjà fracturés avec des gels
2002: Fracturation à plusieurs stages avec du "slickwater" dans des puits horizontaux
2003: Première fraturation hydraulique dans le Marcellus Shale
2007: Sites avec plusieurs puits et regroupement de sites avec plusieurs puits (multi-well pads et cluster drilling)

Le forage horizontal à partir de sites comportant plusieurs forages est maintenant la méthode habituellement la plus employée dans les exploitations actuelles dans le Marcellus Shale par exemple, dans la partie nord de la Pennsylvanie. Ici, un "well pad" est construit typiquement dans le centre de ce qui deviendra un réseau de forages horizontaux. On rapporte que jusqu'à 16 forages, mais plus souvent de 6 à 8 forages sont percés en séquence parallèlement en rangées à partir de chaque site, chaque puits espacés typiquement de 5 à 8 mètres de distance. Chaque forage horizontal peut être typiquement de 1 à 1,5 km de longueur latérale, mais pourrait l'être davantage.

Réseaux multiples des sites à puits multiples

Puisque le réseau des puits forés de chaque site ne peut que rejoindre une région limitée de la formation cible, l'exploitation du gaz de schiste nécessite aussi un réseau de sites de puits dispersés au-dessus de la formation cible. Pour ce qui est de la disposition des sites de puits, l'état de New York mentionne un maximum d'espacement de 9 sites de forage par mille carré (2,6km2). Ceci équivaut à 3,5 sites de forage par km2 environ. En G.-B., Composite energy prévoit que 1 à 1,5 sites par km2 devrait être suffisant en G.-B.

Principales différences entre les procédés d'exploitation du gaz conventionnel et du gaz de schiste non conventionnel

Vu les différences dans les procédés d'exploitation entre le gaz de schiste non conventionnel et le gaz conventionnel des réservoirs perméables, il y a également des différences dans l'intensité de l'effort, de l'usage de la ressource et de génération de déchêts.

Également, bien que le gaz qui provient du shale est généralement identique au gaz conventionnel, il y a néanmoins des différences importantes. La suite de la section 2.2 fournit une description détaillé des procédés impliqués dans l'exploitation des puits de gaz de schiste, dont la construction du site de forage, le forage, la fracturation hydraulique, la production et éventuellement la fermeture du puits et sa mise hors service. L'information détaille la production et le développement du site de forage jusqu'à sa mise hors service.

2.2.2 Avant l'exploitation - initiation et phase de forage

La construction du site de forage (well pad)

Le forage horizontal à partir de sites à plusieurs forages (multi-well pads) est maintenant chose courante comme méthode, avec 6 à 8 puits forés successivement d'un seul site (pad). Chaque site exige une surface suffisante pour accommoder le stockage des fluides et l'équipement nécessaire pour les opérations de fracturation à gros volume ainsi que l'équipement plus lourd du forage horizontal. Selon l'état de New York, les dimensions moyennes d'un site à plusieurs forages sont habituellement de 1,5 à 2 hectares pendant les phases de forage et de fracturation, avec des sites de plus de 2 hectares parfois. La surface moyenne d'un puits en exploitation (s'il y a de la réhabilitation) est souvent de 0,4 à 1,2 hectares.

Le forage

La profondeur du forage vertical dépendra de la formation géologique cible et sa localisation, et typiquement, les puits seront forés verticalement au travers des couches de roc et des aquifères à une profondeur d'environ 150 mètres au-dessus du filon cible, pour qu'ensuite une tour de forage plus grosse pour le forage horizontale la remplace sur le site où de l'équipement différent est employé pour forer les portions verticales et horizontales, afin de partir à un angle la section horizontale du trou de forage appelé "kicking off".

La section verticale de chaque puits, dont la section qui est forée au travers de n'importe quel aquifère d'eau douce, sera typiquement forée avec soit de l'air comprimé ou une boue d'eau douce comme fluide de forage. Contrairement aux sections verticales, le forage horizontal utilise de l'équipement avec des boues de forage. Pour de tels équipements, les boues de forage sont nécessaires pour:

- activer et refroidir le moteur "downhole" employé pour le forage directionnel;
- l'usage d'outils de navigation qui doivent avoir de la boue pour transmettre les données des détecteurs;
- stabiliser le foret horizontal pendant le forage;
- retirer efficacement les rognures de forage du forage horizontal.

Certains opérateurs peuvent aussi forer le puits horizontal avec de l'air en employant de l'équipement spécial pour contrôler les fluides et les gaz qui pénètrent dans le trou de forage.

Pour ce qui est des déblais de forage (les rognures de roc), un seul puits foré verticalement d'une profondeur de 2 km et latéralement de 1,2 km génèrerait environ 140 mètres cubes de déblais de forage. Un site de forage avec 6 puits va donc générer environ 830 mètres cubes de déblais. Pour des fins de comparaison, un puits conventionnel foré à la même profondeur (2 km) génèrerait environ 85 mètres cubes.

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Well casings

Différentes sortes de coffrages peuvent être installés pour sceller le puits des formations avoisinantes et stabiliser le puits une fois qu'il est complété. Le coffrage est habituellement un tuyau d'acier qui double l'intérieur du trou foré et est cimenté en place. Il y a 4 coffrages en ligne, chacun installé à différentes étapes du forage. Les différents types de coffrages qui peuvent être employés sont décrit dans le tableau 2.2 (Table 2.2).

Coffrage conducteur (conductor casing): Durant la première étape du forage, un coffrage conducteur en acier est installé verticalement pour renforcer et stabiliser la surface du sol.

Coffrage de surface (surface casing): Après l'installation du coffrage conducteur, le forage continue jusqu'au fond des aquifères d'eau douce (les profondeurs requises pour la protection de l'eau souterraine varient d'un état à l'autre) et rendu là, un deuxième coffrage, le coffrage de surface, est inséré et cimenté en place.

Coffrage intermédiaire (intermediate casing): Il n'est pas habituellement nécessaire. Il est parfois installé au bout du coffrage de surface pour aller plus profondément. Il est nécessaire seulement pour des raisons bien spécifiques comme pour avoir plus de contrôle sur l'écoulement des fluides et des effets de pression, ou pour protéger d'autres ressources comme des zones de charbon qui pourraient être exploitées ou des zones de storage de gaz. Par exemple, dans l'état de New York, les coffrages intermédiaires pourraient être nécessaire pour des raisons de fluides ou de contrôle, ou sur du cas par cas. Tandis qu'au Wyoming, le coffrage intermédiaire pourrait être requis pour mieux contrôler la pression.

Coffrage de production (production casing): Après que le coffrage de surface est bien en place, le puits est foré jusqu'au filon cible et un coffrage de production est installé soit au début du filon cible ou dedans, selon que le puits sera complété "open-hole", trou ouvert, ou avec un coffrage perforé.

Les exigences pour l'installation des coffrages et d'autres mesures de sécurité varient d'un état à l'autre comme suit:

- La longueur du coffrage de surface selon les aquifères: bien que la plupart des états exigent que les coffrages de surface se prolongent plus profondément que l'aquifère le plus profond, certains ne l'exigent pas. Un sondage du "Ground Water Protection Council (GWPC, 2009) dans 27 états révèle que 25 exigent que le coffrage de surface se prolonge au-delà de l'aquifère le plus profond.

- La cimentation du coffrage de surface: une méthode connue sous le nom de "circulation" peut être employée pour remplir tout l'espace entre le coffrage et le trou du forage (annulus), du bout du coffrage de surface jusqu'à la surface. Ici, le ciment est pompé à l'intérieur du coffrage pour le forcer à monter du fond du coffrage jusque dans l'espace entre l'extérieur du coffrage et le trou de forage. Une fois qu'une quantité suffisante de ciment pour remplir l'annulus soit pompée dans le coffrage, suit une quatité d'eau douce pompée dans le coffrage pour pousser le ciment dans l'espace du trou jusqu'à ce que le ciment apparaîsse à la surface. Selon le GWPC (2009), la circulation du ciment avec les coffrages de surface n'est pas une exigence universelle et dans certains états, la cimentation de l'espace annulaire est requis seulement pour les zones d'eau souterraine les plus profondes mais pas pour toutes les zones d'eau souterraine.

Les puits conventionnels ne sont pas regroupés sur des sites à plusieurs forages, alors c'est possible d'avoir des différences dans le nombre et la distribution des puits par unité de volume de gaz produit.

- La prévention des "blowout" (jaillissements): une fois que le coffrage de surface est en place, certains états, mais pas tous, peuvent exiger que les opérateurs d'installer de l'équipement de prévention de blowout (BOPE) à la surface pour éviter que les fluides sous pression qui rencontrent les foreuses ne remontent pas dans le puits dans l'espace entre le tuyeau de forage et le coffrage de surface.

- La cimentation des coffrages de production: le GWPC remarque que bien que certains états exigent que le ciment circule entièrement à partir du fond jusqu'au sommet du coffrage de production, la plupart des états exigent seulement qu'une quantité suffisante de ciment calculée pour élever le dessus du ciment derrière le coffrage à un certain niveau au-dessus de la formation géologique qui contient le gaz. Dans le rapport du GWPC, on note qu'il y a plusieurs raisons pourquoi une circulation complète de ciment n'est pas toujours requise, dont le fait que dans des puits très profonds, la circulation du ciment est plus difficile à obtenir car le ciment doit être manipuler en plusieurs étapes, ce qui cause un ouvrage de ciment de piètre qualité ou qui peut endommager le coffrage si ce n'est pas fait correctement.

- Le tubage de puits: quelques états exigent également l'usage de tubage de puits inséré à l'intérieur des coffrages expliqués plus haut. Le tubage, comme le coffrage, consiste habituellement de tuyaux en acier mais qui n'est pas cimenté à l'intérieur du puits. Par exemple, en Arkansas, un coffrage de production doit être cimenté jusqu'à 250 pieds au-dessus de tout intervalle en production.

2.2.3 La phase pré-production, fracturation hydraulique

La fracturation hydraulique consiste à pomper un fluide et un agent "proppant" comme du sable dans un trou de puits à grande pression pour créer des fractures dans le roc qui contient des hydrocarbures. Ces fractures commencent au puits d'injection et se prolongent jusqu'à plusieurs centaines de mètres dans le roc réservoir. Le proppant tient les fractures ouvertes, laissant ainsi les hydrocarbures s'échapper dans le trou du puits après que les fluides injectés ( eau de flowback) sont récupérées. Les hydrocarbures arrivent ainsi à la surface.

L'illustration suivante nous montrent les différents équipements qui peuvent se trouver sur un site:

1. La tête du puits et le "frac tree" avec un "goat head"
2. "Flow line", pour le flowback et les tests
3. Le séparateur de sable du flowback
4. Les réservoirs de flowback
5. Les chauffe-lignes
6. La torchère
7. Les camions de pompes
8. "Sand hogs", les contenants de sable
9. Les camions de sable
10. Les camions d'acide
11. Les camions d'additifs de fracturation
12. Le mélangeur "blender"
13. Le centre de contrôle de la fracturation et du monitorage
14. La réserve d'eau douce
15. Le pipeline pour fournir l'eau douce
16. Citernes supplémentaires
17. Chauffe-lignes
18. Le traîneau compteur du séparateur
19. Le collecteur de production

Les fluides de fracturation

La composition des fluides de fracturation varie d'un produit à l'autre et la fonction des fluides varient selon les caractéristiques de le filon cible et les usages visés. Par contre, le fluide de fracturation employé pour la fracturation moderne avec du "slickwater", de l'eau avec des additifs chimiques, est composé typiquement de 98% d'eau et de sable (proppant) avec des additifs chimiques de 2%. Une description du rôle des différents additifs chimiques est à la Table 2.3. L'identité et le profil toxique des différents ingrédients chimiques n'est pas facilement accessible au public, ou même connu, mais sera le sujet de discussion dans la Section 4.

Table 2.3: les types d'additifs des fluides de fracturation

Les usages:

Proppant, ou "props", dans les fractures permet aux gaz et fluides de circuler plus facilement vers le trou du puits.

Acide: nettoyer les intervalles perforés du ciment et des boues de forage avant l'injection des fluides de fracturation, et permet un passage d'accès au filon cible.

Breaker: réduit la viscosité du fluide afin de permettre au proppant de s'insérer dans les fractures et de faciliter le recouvrement du fluide de fracturation.

Bactéricide, biocide: diminue la croissance d'organismes qui pourraient produire des gaz (surtout du sulfure d'hydrogène) qui pourraient contaminer le méthane. Prévient également la prolifération de bactéries qui pourraient réduire la capacité du fluide de transporter le proppant dans les fractrures.

Stabilisateur et contrôle de glaise: prévient le gonflement et la migration des glaises de formation qui pourraient bloquer les pores, donc en réduire la perméabilité.

Inhibiteur de corrosion: réduit la formation de la rouille sur les tuyeaux d'acier, les coffrages, les outils et les citernes qui servent à entreposer les fluides de fracturation qui contiennent de l'acide.

Crosslinker - réticulation: la viscosité du fluide est augmentée en employant des ester de phosphate avec des métaux. Les métaux sont appelés des agents de réticulation. La viscosité accrue des fluides de fracturation permet au fluide de transporter plus de proppant (sable) dans les fractures.

Réducteur de friction: permet aux fluides de fracturatioin d'être injectés rapidement et à des pressions maximales en gardant la friction au minimum.

Agent gélifiant: augmente la viscosité du fluide de fracturation, permettant au fluide de transporter plus de proppant (sable) dans les fractures.

Contrôle de fer: prévient la précipitation des oxydes de métaux qui pourraient boucher la formation géologique.

Inhibiteur de tartre: prévient la précipitation des carbonates et des sulfates (carbonate de calcium, sulfate de calcium, sulfate de barium) qui pourraient bloquer la formation.

Surfactant (agent tensioactif ): réduit la tension de surface des fluides de fracturation, facilitant ainsi le recouvrement des fluides.

Le procédé de fracturation

La fracturation est faite de façon séquentielle (un puit après un autre) et souvent en stages multiples pour chaque puits. Une procédure à plusieurs étapes (multi-stage) nécessite l'isolation du coffrage de production, la perforation du coffrage de production et la fracturation des parties du trou de forage horizontal en commençant par le bout le plus éloigné (appelé toe, ou orteil) en pompant des fluides de fracturation et en maintenant une grande pression. Une opération de fracturation à plusieurs stages, ou étapes, pour un puits latéral de 1,2 km se fait habituellement en 8 ou 13 stages de fracturation.

Pour ce qui est de la pression, l'état de New York indique que les pressions de fracturation dans la formation Marcellus varient entre 5,000 psi (345 bar) et 10,000 psi (690 bar), l'équivalent de la pression d'air dans un pneu d'auto multiplié par 170 fois, parfois jusqu'à 350 fois plus. On y suggère également que l'opérateur pompe de l'eau ou des boues de forage pour tester le coffrage de production avec une pression à au moins la pression maximum anticipée. La pression dans les tests peut dépasser la pression maximum anticipée, mais doit rester sous le niveau de pression de tolérance du coffrage.

La dernière étape avant de fracturer est l'installation d'un "wellhead" aussi appelé "frac tree" qui est conçu et gradué en pression spécifiquement pour l'opération de fracturation. En plus d'inclure le mécanisme pour pomper et contrôler la pression des fluides, le "frac tree" comporte aussi de l'équipement de flowback qui sert à contrôler le fluide de fracturation du puits ainsi que les tuyaux et les collecteurs connectés à un séparateur de gaz et d'eau et les citernes.

Les besoins en eau et en additifs chimiques

Chaque étape d'une fracturation à plusieurs stages nécessite de 1,100 à 2,200 mètres cubes d'eau, et l'opération entière de fracturation à plusieurs stages pour un seul puits nécessite de 9,000 à 29,000 mètres cubes (9 à 29 mégalitres) d'eau, ainsi que des additifs chimiques qui composent jusqu'à 2% par volume, de 180 à 580 mètres cubes d'additifs chimiques (ou de 180 à 580 tonnes selon les densités relatives.

Pour toutes les opérations de fracturation faites sur un site de 6 puits de forage, un total de 54,000 à 174,000 mètres cubes (54 à 174 mégalitres) d'eau devraient être nécessaires pour une premières fracturation hydraulique et les additifs chimiques qui composent jusqu'à 2% du volume, de 1,00 à 3,500 mètres cubes de chimiques ou de 1,000 à 3,500 tonnes selon la densité relative. Bien sûr, les grandes quantités d'eau et d'additifs chimiques doivent être transportées et entreposées sur le site. Pour l'eau, les conditions locales dictent la source de l'eau et les opérateurs peuvent prélever l'eau directement des sources d'eau de surface ou souterraine, ou la faire livrer par camion ou par pipeline. L'état de New York rapporte que les additifs chimiques sont stockés dans des contenants et dans les camions dans lesquels ils ont été transportés et livrés, la plupart dans des contenants en forme de cube faits de polyéthylènes à haute densité (HDPE) de 1 à 1,5 mètres cubes de capacité.

L'eau et les additifs sont mélangés sur le site dans un camion équipé d'un mélangeur. Des tuyaux transfèrent les additifs liquides des containers de stockage au mélangeur ou du puits directement du camion citerne. Les additifs secs sont versés à la main dans un système d'alimentation sur le mélangeur. La solution mélangée de fracturation est immédiatement mélangée avec un proppant, habituellement du sable, et pompé dans le trou de forage.

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Les eaux usées (fluid return)

Une fois la procédure de fracturation elle-même est faite, des fluides reviennent à la surface et cette étape est appelé "flowback". Le fluide flowback récupéré des puits est entre 9% et 35% des fluides de fracturation pompés dans les puits horizontaux dans le Marcellus de la partie nord de la Pennsylvanie, mais l'EPA des É.-U. (2010) précise que les estimations des fluides récupérés varient de 15% à 80% des volumes injectés, dépendant du site.

Chaque puits d'un site de plusieurs forages (multi-well pad) générera entre 1,300 et 23,000 mètres cubes de fluides usées de flowback durant le procédé, composés d'eau, de chimiques de fracturatioin et des contaminants du sous-sol dilués pendant le procédé, dont des composés organiques toxiques, des métaux lourds et du matériel radioactif naturel (NORM). De même, n'importe quel fluide de flowback qui n'est par récupéré demeure sous terre où l'on s'inquiète que cela devient, ou deviendra, une source de contamination pour les autres formations géologiques, dont les aquifères. Les quantités qui demeurent sous terre équivalent à l'inverse des volumes récupérés, c'est à dire de 1,300 à 23,000 mètres cubes par puits.

Environ 60% de la quantité totale de flowback survient dans les premières 4 journées après la fracturation et peut être récupéré ainsi:

- circuler au travers une soupape pour verser dans un bassin de rétention avec toile imperméable
- circuler au travers un "choke" étrangleur pour verser dans un bassin de rétention
- verser dans des citernes

Le stockage de l'eau de flowback permet aux opérateurs de la réutiliser le plus que possible pour des opérations futures de fracturation, par exemple, dans d'autres puits sur le même site. Ceci pourrait exiger une dilution avec de l'eau douce et employer d'autres méthodes de traitement nécessaires pour rencontrer les caractéristiques nécessaires pour s'en servir. On ne connaît pas la quantité possiblement réutilisable d'eaux usées puisque qeu les conditions varient d'une fois à l'autre. Les dimensions et capacité de stockage des bassins sur le site ainsi que les citernes varient également, mais si l'on se base sur les quantités calculées ci-haut, la capacité totale devrait dépasser les volumes attendus des eaux de flowback d'une seule opération de fracturation d'un puits, soit entre 1,300 et 23,000 mètres cubes.

Un opérateur a rapporté un volume typique de bassin de rétention comme étant de 750,000 gallons (2,900 mètres cubes). Si on évalue la profondeur d'un bassin d'être de 3 mètres, l'empreinte de surface d'un bassin serait d'environ 1,000 mètres carrés (0,1 hectare). Vu la grande quantité d'eaux usées de flowback, des citernes temporaires de stockage pourraient être nécessaires sur le site, même si un bassin avec une toile imperméable est disponible. En se fiant sur la capacité d'un bassin typique, cela pourrait dire que la capacité de stockage d'environ 20,000 mètres cubes additionnels pour les eaux usées de flowback pour une seule fracturation dans un seul puits.

Pour ce qui est de la quantité totale de flowback, le volume d'eau pour un site de 6 puits, on pense que 7,900 à 138,000 mètres cubes par site pour une seule fracturation, avec les chimiques de fracturation et les contaminants souterrains comptant pour jusqu'à 2% du volume, soit de 160 à 2,700 mètres cubes. Environ 60% des eaux totales de flowback remontent dans les premiers 4 jours après la fracturation, pour continuer en diminuant pour une période de 2 semaines environs.

2.2.4 La pré-production - la durée des opérations de surface et les exigences en transport

La table 2.4 résume les opérations, les matériaux, les activités et les durées typiques des activités avant la mise en production d'un site à plusieurs puits (multi-well pad). En se fiant sur la durée des activités, la durée totale des activités de pré-production pour un site de 6 puits forés va de 500 à 1,500 jours d'activités, en assumant qu'il n'y aura pas de chevauchement entre les activités. En réalité, il y a un potentiel limité de chevauchement.

La table 2.4 dénomme les routes d'accès, la construction du site (well pad), les équipements lourds (pelleteuses, bulldozer) pour déplacer la terre, le déboisement et le débroussaillage, la mise à niveau, la construction du pad, la mise en place des matériaux des routes d'accès comme la toile géotextile et les graviers.

Cela prend jusqu'à 4 semaines par "pad" ou site.

Il y a le forage vertical avec une petite tour de forage, une citerne de diesel, un porte-tuyaux, de l'équipement de contrôle du puits, les véhicules du personnel, les bâtisses d'appoint, les camions de livraison, les coffrages de surface, de forage, d'exploitation et de cimentation, les voyages de camion pour la livraison de l'équipement et le ciment.

Les livraisons de l'équipement pour le forage horizontal peut commencer plus tard pendant les étapes de forage vertical. Cela prend environ 2 semaines par puits, un ou deux puits à la fois. Il y a ensuite la préparation pour le forage horizontal avec la plus grosse tour de forage, le transport, l'assemblage et la mise en place, ou le repositionnement de la grosse tour de forage et ses équipements accessoires sur le site. Cela prend de 5 à 30 jours par puits de forage.

Le forage horizontal, la tour de forage horizontal, le système de boues de forage (pompes, citernes, les contrôles des solides, les séparateurs de gaz), les citernes de diesel, l'équipement de contrôle du puits, les bâtiments accessoires, les camions de livraison. Le forage et le cimentation du coffrage de production, les voyages de camion pour la livraison de l'équipement et le ciment. Les livraisons pour la fracturation hydraulique pourraient commencer durant les dernières étapes du forage horizontal. Jusqu'à 2 semaines par puits foré, un ou deux puits forés à la fois.

La préparation pour la fracturation hydraulique: le démontage de la tour de forage, enlever et replacer l'équipement de forage, les voyages de camions pour la livraison des citernes temporaires, l'eau, le sable, les additifs et d'autre équipement de fracturation. Les livraisons peuvent commencer durant les dernières étapes du forage horizontal: de 30 àm 60 jours par puits foré, ou par site (well pad) si tous les puits sont traités durant une mobilisation.

Le procédé de fracturation hydraulique: des citernes temporaires pour l'eau, les génératrices, les pompes, les camions de sable, les camions de livraison d'additifs et des contenants, des mélangeurs, les véhicules du personnel, les bâtiments accessoires dont l'équipement de monitorage informatisés. Le pompage des fluides et l'usage des équipements de câbles entre les étapes de pompage pour lever et rabaisser les outils employés pour la préparation du trou de forage et la prise des données. Le monitorage informatisé, la livraison en continue de l'eau et des additifs. De 2 à 5 jours par puits, incluant de 40 à 100 heures de pompage.

Les eaux usées de flowback et leur traitement: les séparateurs de gaz et d'eau, la torchère, les citernes temporaires pour l'eau, les unités mobiles de traitement d'eaux usées, les camions pour transporter les eaux usées ailleurs si nécessaire, les véhicules du personnel. Le démontage de la tour de forage, le démontage ou déplacement de l'équipement de fracturation, le transfert contrôlé des fluides dans les équipements de traitement, les citernes, les bassins scellés avec des toiles, le stockage ou les gazoducs, les voyages de camions pour transporter les eaux usées ailleurs si non stockées en place ou transportées par pipeline. De 2 à 8 semaines par puits foré, peut se chevaucher pour plusieurs puits.

La disposition des déchets: de l'équipement lourd, des camions avec les pompes (pump trucks), les camions de transport de déchets. Il y aura du pompage et de l'excavation pour vider ou réhabiliter les bassins de rétention ou de stockage. Des voyages de camions pour transporter les déchets vers des dépotoirs ou des centres de traitement. Jusqu'à 6 semaines par puits foré.

Le nettoyage du site et les tests: têtes de puits, la torchère, les citernes de saumure. L'équipement lourd, les torchères, et le monitorage. Les voyages de camion pour vider les citernes de saumure. La construction des lignes de transport du gaz peut commencer à ce stage-ci si ce n'est pas déjà fait. De 0,5 à 30 jours par puits foré.

Durée totale des activités pour toutes les opérations avant la production pour un site de 6 puits (six well multi-well pad): 500 à 1,500 jours.

L'état de New York (2009) nous donne aussi un estimé du nombre de voyages de camion pour le site. Ils sont résumés dans la Table 2.5 (ci-dessous) qui dénombre le nombre de voyages par puits foré et par site de forage en calculant un site avec 6 puits forés. Cela donne un nombre total de voyages de camions entre 4,300 et 6,600 duquel 90% d'entre eux sont pour l'opération de fracturation hydraulique.

2.2.5 La phase de production

La production: Une fois le forage et les opérations de fracturation hydraulique sont complétés, une tête de puits pour la production (exploitation) est mise en place pour saisir et transférer le gaz pour le transformer via un gazoduc, ou une ligne de gaz. La production d'un puits de forage sur un site peut commencer avant que les autres puits soient complétés.

Pour ce qui est des volumes de production, un opérateur avançait ces chiffres d'exploitation à long terme pour un seul puits dans le Marcellus dans l'état de New York (New York State, 2009):

- Première année: à un rythme initial de 2,800 millions de pieds cubes (Mcf)/d pour ralentir à 900 Mcf/d
- De la 2e année jusqu'à la 4e: 900 Mcf/d pour ralentir à 550Mcf/d
- De la 5e année jusqu'à la 10e: 500 Mcf/d pour ralentir à 225Mcf/d
- Pour la 11e année et les suivantes: 225 Mcf/d pour ralentir au rythme de 3% par année

La re-fracturation

Comme on peut le constater, la production d'un puits baisse considérablement après 5 ans environ. Dans plusieurs documents, dont ceux de l'état de New York de 2009, on mentionne que les opérateurs peuvent décider de re-fracturer à nouveau un puits pour en prolonger sa vie économique. Cela peut se produire en dedans des 5 années après qu'il soit complété mais peut se faire à moins d'un an ou après 10 ans, et peut se faire plusieurs fois au même puits. C'est difficile de généraliser sur les fracturations hydrauliques subséquentes, mais quand cela se produit, les mêmes procédures, le même équipement, les mêmes ressources et les mêmes quantités d'eaux usées seront générées.

2.2.6 La fermeture d'un puits

Quand la vie productive du puits est terminée, ou quand il n'y a pas de gaz à extraire, les puits sont scellés et abandonnés. Sceller le puits correctement est une étape critique pour la protection de l'eau souterraine, les eaux de surface et les sols. Pour sceller un puits, il faut ôter l'équipement du trou de forage. Les coffrages cimentés dans des régions critiques doivent être soit enlevés ou perforés, et le ciment doit être placé au travers ou coincé à ces endroits pour s'assurer que l'on isole les zones d'hydrocarbures des zones qui contiennent de l'eau. Des bouchons de ciment dans le trou du puits sont ajoutés en plus du scellé en ciment qui est déjà là comme décrits plus haut.

Les intervalles entres les bouchons doivent être remplis avec des boues denses ou des fluides. Pour les puits de gaz, en plus des bouchons de ciment dans les trous de forage, un minimum de 15 mètres de ciment doit être coulé à la tête du trou de forage pour empêcher les fuites d'hydrocarbures ou de saumures.

2.2.7 La consommation des ressources pour livrer l'équivalent de 10% de la consommation de gaz en Grande-Bretagne.

Les tableaux 2.6 et 2.7 résument les données qui viennent de la discussion ci-haut au sujet des activités et des ressources requises pour le développement des sites de puits de gaz de schiste pour des puits qui ne seront pas refracturés et ceux qui le seront.

Table 2.6: Sommaire des ressources sans refracturation:

Activité: 6 puits forés verticalement sur un site d'une profondeur de 2,000 mètres et 1,200 mètres horizontalement. Surface du site de forage: 1,5 à 2 hectares. Volume de rognures de roc de forage: 827 mètres cubes. Volume d'eau pour la fracturation hydraulique: 54,000 mètres cubes à 174, 000 mètres cubes. Volume de chimiques de fracturation (2% du volume total): 1,080 à 3,480 mètres cubes. Volume d'eaux usées de flowback: 7,920 à 137,280 mètres cubes. Volume de chimiques dans les eaux usées de flowback (à 2% du volume total): 158 à 2,746 mètres cubes. Total de journées d'activités à la surface avant la production: 500 à 1,500 jours. Total de voyages de camions: de 4,315 à 6,590.

Table 2.7: Sommaire des ressources si il y a une refracturation pour un site forés avec 6 puits forés verticalement à une profondeur de 2,000 mètres et horizontalement pour 1,200 mètres. Comme au-dessus, mais le volume d'eau va de 27,000 à 87,000 mètres cubes. Volume de chimiques de fracturation à 2%: de 540 à 1,740 mètres cubes. Volume d'eaux usées de flow-back: 11,880 à 205,920 mètres cubes. Quantité de chimiques dans les eaux usées de flowback à 2%: 237 à 4,119 mètres cubes. Total de journées d'activités à la surface avant la production: de 700 à 1,990 jours. Total de voyages de camions: de 6,325 à 9,565 voyages de camions.

La plupart des données mentionnées ci-haut se concentrent sur les activités sur un site d'un puits foré ou d'un site à plusieurs puits forés (6 forages par site). Par contre, l'exploitation du gaz de schiste, pour fournir des volumes importants de gaz, nécessite plusieurs puits forés par site et plusieurs sites. En se basant sur des volumes typiques venant de la production d'un seul puit, c'est possible de calculer la quantité minimum de puits forés et de sites de puits nécessaire pour fournir une production soutenue annuelle (sur une période de 20 ans) qui serait équivalente à 10% de la consommation annuelle de la Grande-Bretagne ( la consommation annuelle en gaz en G.-B. en 2008 était d'environ 90bcm). Nous avons calculé combien de puits en production seraient nécessaires dès la première année pour atteindre une production de 9bcm (en se basant sur la production dans la première année), combien de nouveaux puits entrant en production la deuxième seraient nécessaires pour contre-balancer la production en baisse des puits en production de la première année, combien de nouveaux puits devraient commencer à produire dans la 3e année pour contre-balancer la baisse de production des puits qui ont commencé à produire dans la 1e année et la 2e, etc. sur une période de 20 ans.

Durant la durée de vie d'un puits, le rendement décroit très rapidement durant les 5 premières années. Une analyse des puits du Barnett (Berman, 2009), par exemple, avance que la durée de vie moyenne d'un puits horizontal dans le shale n'est que de 7 ans environ. Ainsi, on prend pour acquis que les puits ne sont plus économiquement rentable dès la 8e année et après, et la production cesse. Pour ce qui est du scénario de la re-fracturation, on a pris pour acquis que 50% des puits sont fracturés une fois et le rendement de ceux-ci sont 25% plus productifs que les puits non-fracturés.

La décroissance rapide en productivité d'une année à l'autre veut dire que des nouveaux puits et des nouveaux sites de puits doivent être en développement continuellement afin de soutenir un rendement de 9bcm/année. Sur une période de 20 ans, entre 2,600 et 3,000 puits (ou de 430 à 500 sites de forages) devraient être développés pour livrer une quantité annuelle de gaz équivalente à 9bcm/année. Le tableau 2.8 indique le total des ressources nécessaires pour exploiter cette quantité. La surface totale de terrain nécessaire pour cette intensité d'exploitation est également estimé. Ici, comme mentionné dans la section 2.2.1, la distribution des 1,25 à 3,5 sites par kilomètres carrés au-dessus de la formation de shale est requise et cette densité a été utilisée pour calculer le nombre de sites requis pour exploiter le 9bcm/année.

Table 2.8: les ressources nécessaires pour exploiter 9bcm/année pendant 20 ans ( 10% de la consommation en G.-B. en 2008) en ne prévoyant pas de re-fracturation, en assumant qu'il y aurait qu'une refracturation sur 50% des puits ( permettant une augmentation de rendement de 25% pour ces puits-là).