Des réponses scientifiques à quelques questions....les + communes

Publié le 8 janvier 2012 par nongazdeschisteinfos

La pertinence de la solution Gaz de Schiste versus Charbon.

A l'origine de l'industrie du gaz, le fait que la COMBUSTION du méthane dégage moins de CO2 que la COMBUSTION du charbon. C'est un débat utile aux USA qui ont beaucoup de centrales au charbon vieillissantes pour produire de l'électricité; rien de ça au Québec. Mais aux USA donc, cette prétention a fait naître les beaux jours du gaz de schiste, et même le plus aberrant, amalgamer gaz de schiste et gaz naturel produit de façon conventionnelle et le présenter comme "un pont vers des énergies plus vertes". C'était sans compter sur toutes les étapes requises pour produire et emmener le combustible aux centrales. L'étude scientifique ci-dessous donne les vraies valeurs; en tenant compte de toute la difficulté pour l'extraire, le gaz de schiste pollue PLUS que le charbon, pourtant déjà un très gros pollueur:

Étude des chercheurs de l'Université Cornell

"Compared to coal, the footprint of shale gas is at least 20% greater and perhaps more than twice as great on the 20-year horizon and is comparable when compared over 100 years." tiré de l'études des chercheurs de Cornell University.

Traduction (Danièle Favari) : comparé au charbon, l’empreinte du gaz de schiste est au moins 20% plus importante et peut être plus de 2 fois supérieur à l’horizon des 20 prochaines années et comparé aux 100 dernières années. tiré de l'études des chercheurs de Cornell University.

La pollution des nappes de surface

"C'est impossible, car nous fracturons le shale seulement en grande profondeur, bien loin sous les nappes d'eau potable. Il y a toujours plus de 1000 m de roche imperméable existante entre les deux" dit l'industrie. Et même : "À plusieurs endroits, et en particulier dans les basses-terres du Saint-Laurent (Canada), il est commun de retrouver du gaz thermogénique à la surface et dans l’eau de consommation."
Il faudrait que l'industrie décide de ce qui est vrai car la deuxième déclaration contredit la première. Si dans les conditions naturelles, des fractures amènent du méthane jusqu'en surface en quelques endroits isolés, c'est la preuve que la supposée barrière de 1000m de roche imperméable, n'est pas imperméable. Qu'elle le sera encore moins, quand tout le shale sera recoupé de millions de nouvelles fracturations. Ces anciennes voies + les nouvelles vont tout autant, et bien plus, démontrer que les 1000 m de roche et les nappes NE SONT PAS une barrière étanche.

Les liens entre fracturation hydraulique et les contaminations des nappes phréatiques,

Elles n'ont pas été démontrées par l’étude de l'EPA. C'est en regardant la question à la façon d'un avocat* qu'on arrive en effet à cette affirmation. La fracturation hydraulique est une opération qui se situe dans le temps juste après la construction du forage et avant son exploitation commerciale. Cette opération prend cinq à dix jours tout au plus, et on annonce déjà des techniques plus rapides encore, qui vont réduire ce temps à quelques jours. gaz de schiste-48eb4 La période d'injection sous haute pression est donc extrèmement courte, et pendant cette période, n'on a pas pu encore observer en même temps - en surface - des effets. Mais ces effets, bien réels, vont prendre plus de temps que quelques jours ou quelques semaines à se manifester. Ça l'industrie le sait, mais n'en parle pas. Elle se limite à ce fait très pointu: on a fait de la fracturation et au plus haut dans les nappes et on n’a pas observé, ni démontré d'effets. Seulement 40 % des eaux de fracturation sont remontées en surface pendant cette opération; donc plus de 60% demeurent dans les fractures créées dans le shale. Mais avec le temps, d'autres volumes de ces eaux vont remonter vers les nappes de surface. Dans les conditions naturelles, la circulation souterraine dans le shale est extrêmement lente et se mesure à l'échelle de milliers d'années. Avec la fracturation artificielle, elle est de beaucoup accélérée et l'échelle de temps devient des années ou décennies. Mais ce n'est pas instantané; en quelques jours, on n'observe pas d'effet. Cela ne veut pas dire qu'il n'y en aura pas.
Juste après la période où on crée des fortes pressions, on fait l'inverse : pendant les années qui suivent, pendant l'extraction, la pression est au contraire abaissée au minimum. Il y a peu de chance que l'eau contaminée monte vers la surface, car l'écoulement se fait en sens inverse, vers les fractures dans le shale en profondeur. Donc là aussi pendant l'extraction, on ne constatera pas sans doute les effets néfastes. Les exploitants savent cela aussi.
Après la fin de l'exploitation, dans les puits abandonnés, la pression remontera et là, la circulation reprendra. Cela demandera quelques années, peut-être des décennies, mais les effets néfastes vont bel et bien alors affecter les nappes. Cela aussi les compagnies le savent. Ils savent aussi que la loi actuelle leur permettra cependant de ne plus être propriétaires responsables des puits bien avant ce moment là *. Quand ces effets vont devenir généralisés, elles seront "loin" ! Ce sera à peu près impossible de les poursuivre et démontrer leur responsabilité sur cette échelle de temps. Les profits seront encaissés depuis longtemps.
Donc, si on n’a pas vu de lien entre fracturation hydraulique et contamination des nappes, c'est uniquement parce qu'on n'a pas étudié le phénomène sur son cycle complet, comme cela devrait se faire. L'affirmation du début serait équivalente dans le domaine médical à dire, juste après la commercialisation de la cigarette: Il n'y a pas de lien entre le fait de fumer et la santé, car on a pas observé de cancer du poumon PENDANT que les premiers fumeurs s'en allumaient une bonne!

Les fuites de méthane.

Cette question est beaucoup plus complexe qu’il n’y paraît. La présence des fuites dans 19 des 31 forages s’explique par le phénomène de la contraction du volume du coulis quand il prend et se durcit. C'est une des huit causes possibles pour expliquer les fuites, mais ce n'est pas la cause unique. Comment se fait-il qu'un bouchon de 1.000 et même 2.000m d'épaisseur entre deux tubes d'acier ne puisse pas être étanche? Un anneau de 10 cm d'épaisseur de calfeutrant au silicone pourrait bloquer à 100% les fuites dans un tel espace. C'est évidemment que le coulis, qui utilise les mêmes ingrédients que le mortier des maçons pour monter un mur de briques, est lui un mélange où on a ajouté beaucoup plus d'eau. Le résultat donne un solide de bien piètre qualité. Toute l'eau en surplus devient des vides et des porosités dans le matériau une fois durci. En plus, le volume se contracte de 3% à 6% en durcissant, ce qui laisse des espaces au contact de l'acier du tubage.

Causes possibles de fuites de gaz

Sur un puits, une ou plusieurs de ces causes peuvent expliquer les fuites constatées. Tant que les données sur ces puits demeureront secrètes, on ne pourra préciser les causes exactes des fuites au cas par cas . Mais il y a un fait indéniable: elles sont bien là, présentes dans les deux tiers des puits. Même des travaux correctifs, n'arrivent pas à en venir à bout. Le méthane qui arrive en surface hors du tube, a donc traversé plusieurs couches géologiques, ainsi que les couches aquifères. La nappe est donc ainsi contaminée par le méthane. Dans les nappes, l'eau circule lentement à l'horizontal. C'est une question de temps avant que ce lent mouvement l'amène aux puits artésiens du voisinage. L'eau souterraine est déjà contaminée.

La pression dans les puits au moment de l'abandon.

Les "experts" des compagnies gazière disent qu'en fin d'exploitation: «On cimente le puits quand il n'y a plus de pression. Il n'y a plus de gaz qui va sortir.» dixit le géologue principal chez Talisman Energy. Ceci pouvait être le cas avec des puits d'hydrocarbures du passé, mais c'est FAUX dans le cas des gaz de schiste. Il s'agit là de la plus grande fraude intellectuelle* dans tout ce dossier. La pression diminue sans cesse en période d'extraction; à l'abandon, elle n'est pas nulle, mais le débit n'est plus intéressant commercialement. C'est à ce moment là qu'on bouchera le puits et qu’on s’assurera qu'il n'y a pas de fuites. Mais tout est apparence trompeuse : le puits a peu ou pas de fuites lors de cette ultime inspection car la pression est à son plus bas tout juste à ce moment là. Elle remonte ensuite régulièrement, parce que l'exploitation n'a écrémé que 20% du méthane. Le reste continue à se libérer dans les siècles qui suivent. En quelques années, décennies tout au plus, la pression tend vers le maximum antérieur. Les fuites vont reprendre et vont s'accentuer avec la détérioration inévitable des puits (tubages et coulis dégradés). Quand ils auront tout empoché, on aura fracturé sur 200 m d'épaisseur et sur 10

De la "truite masquée" : * "Il m'est impossible d'écrire "fraude" tout court, car tout ça est hélas parfaitement légal en fonction des règles en vigueur - règles TOTALEMENT inadéquates évidemment. Mais des géologues, en principe experts qui disent cela, "mentent par omission" de façon éhontée."

Le contrôle de la fracturation hydraulique.

L'industrie proclame que le danger de propagation des fractures hors de la zone du shale lors de la fracturation hydraulique est contrôlé par des techniques sophistiquées nommée "Monitoring Microsismique"; pour décrire cela simplement, disons que dans des petits forages satellites, on installe des microphones spéciaux (géophones) qui enregistrent les ondes mécaniques (un peu comme les ondes sonores); ces ondes détectent les fractures qui sont produites dans le procédé. Ce monitoring permet de localiser l'origine des ondes provoquées par des ruptures mécaniques dans le shale. Mais suivre les ruptures n'est pas contrôler les ruptures. Ça rappelle les panneaux routiers, corrigés depuis, qui annonçaient aux automobilistes "Vitesse contrôlée par radar"; le radar n'a jamais pu "contrôler" la vitesse des voitures; il se contentait de la mesurer !
La nuance est importante en ingénierie de fracturation. Si une fracture se propage hors de la zone ciblée, on ne peut que le constater, après le fait, par la microsismique. Le vrai contrôle ne se fait qu'indirectement en surface en contrôlant la pression et le débit d'injection pendant les opérations de fracturation. Deuxième observation et elle est de taille, même si l'industrie n'en parle jamais: il y a deux types de fractures et la microsismique ne peut détecter que les ruptures de moindre signification. Les fractures les plus significatives s'ouvrent en traction: c'est un terme technique qu'on peut illustrer par la figure suivante:
$figure-1---les-2-types-de-fractures-copie-1.jpg$
Figure 1- Les deux types de fractures.
La pression d'injection d'eau (P et les flèches bleues) poussent sur les parois d'une fracture et la forcent à s'ouvrir et à se propager encore plus loin. Ce phénomène est lié à la faible résistance en traction des roches, d'où le nom du premier type de fractures: les ruptures en traction. Ces fractures sont les plus nombreuses et les plus significatives; on y injecte aussi le sable pour les maintenir ouvertes et collecter ainsi le gaz. Les fractures d'où émanent les ondes, ne sont pas celles-là, mais d'autres, nommées fractures en cisaillement, qui se manifestent dans le processus qui déforme tout le massif de shale. Ce sont ces fractures en cisaillement que détecte le monitoring. La conclusion de cela est qu'une fracture en traction peut très bien déborder loin, hors de la zone ciblée, en se propageant par exemple dans un plan de faiblesse naturel déjà présent. Cela se nomme une diaclase, ou cela peut être à l'occasion dans une faille qui rejoint les strates aquifères, jusque près de la surface. Quand cela se produit, le monitoring microsismique peut ne rien détecter du tout.

La réalité sur l'épaisseur de couverture pour protéger les nappes.

L'industrie répète toujours que les puits artésiens qui s'alimentent dans la nappe phréatique et qui descendent au maximum à 100m de profondeur, sont encore bien loin de la grande profondeur des couches où se passe la fracturation hydraulique; "il y a toujours mille mètres, parfois bien plus, de roche entre le bas de la nappe et la zone où s'effectue la fracturation", donc c'est impossible qu'il y aît jamais de contact, disent-ils. La réalité est tout autre dans chacun des aspects de ces techniques; la mise en place des coulis de ciment ne bouchent à peu près jamais correctement les puits.

Regardons maintenant les problèmes liés au processus de forage lui-même.
FIGURE PUITS CHAMPLAIN
Figure 2- Le puits Champlain 1H vu en coupe

(il a été repris 80m plus haut que prévu en raison de pépins techniques).

Le diagramme montre les données réelles mesurées par arpentage dans le forage . Il y a 35 m d'écart entre le forage qui était prévu et le forage réel; 35 mètres plus vers le haut. C'est l'ordre de grandeur qui montre bien la difficulté de diriger cette technique de forage horizontal. Ce que les foreurs appellent "Total Depth" dans leurs documents techniques devrait dans la réalité être désigné beaucoup plus précisément par l'expression « Longueur Totale Forée ».

Confusion savamment entretenue ?

Entre le bas d'une nappe à -100 m de la surface et le haut de la zone fracturée (en rouge, environ 90 au dessus et 90m en dessous du forage horizontal), il reste dans ce cas précis, moins de 400 mètres; c'est très différent de ce que proclame l'industrie. C'est le plus inquiétant, car dans un prochain article, on présentera des données réelles qui montrent que la pénétration verticale de la fracturation hydraulique peut à l'occasion avoir dépassé 1000, voire 1500 pieds, dans plusieurs cas aux USA. Pour ceux qui s'inquiètent et qui s'interrogent des déviations de forage dans ce type de techniques nouvelles, je peux vous préciser que dans ce cas-ci la déviation verticale a été, malgré ce qu'on pourrait penser, assez bien contrôlée dans les limites de la technologie.

L'extension réelle de la fracturation hydraulique.

C'est là une question essentielle pour laquelle l'industrie gazière proclame qu'elle exerce un parfait contrôle et que la fracturation hydraulique demeure toujours à l'intérieur de la couche de shale ciblée. Nous ne présenterons ici que des documents de l'industrie qui contredisent totalement cette affirmation. Tout d'abord, rappelons que nous avons analysé ci-dessus le processus de contrôle microsismique, qui n'en est pas vraiment un. Pour le shale Marcellus, par exemple, les valeurs compilées sont : on vise à fracturer sur 400' au-dessus du forage, mais on obtient localement bien plus: 1800' et 1600' selon les opérateurs et selon les régions:
Figures 7 - Compilation des extensions verticales

de la fracturation hydraulique dans le Marcellus.

Ces deux figures sont tirées de - K.Fisher 2010, American Oil and Gas Reporter L'auteur veut y démontrer que même avec ces extensions incontrôlées, le bas des nappes à 1000 ou 1300' est encore loin de l'extension des zones fracturées. Une conclusion un peu optimiste, car on ne montre dans ces diagrammes que le résultat des mesures microsismiques. Cela ne tient pas compte de la présence de failles et/ou de fractures naturelles qui s'ouvrent en traction pure sous la pression et qui peuvent être mises en communication avec les nappes.

Ces phénomènes ne sont pas détectés.

L'extension du fluide de fracturation de façon incontrôlée bien au-delà de la zone où on croit opérer, résulte de la présence de la fracturation naturelle. Plutôt que de se limiter à produire des fractures de façon uniforme dans une seule couche, comme le montrent les petits dessins animés de l'industrie, le liquide sous pression s'injecte principalement dans des fractures naturelles et les ouvre sur de grandes distances.

Les séismes induits par la fracturation hydraulique.

Il y a de plus en plus de cas où on signale comme un lien de cause à effet, l'apparition de séismes dans un secteur voisin d'une opération de fracturation hydraulique. Les séismes induits par une opération d'injection de liquide dans un forage profond constituent des phénomènes connus et bien documentés depuis les années soixante, le cas le plus célèbre étant le Rocky Mountain Arsenal à Denver. L'injection profonde de grandes quantités de déchets liquides dans des roches granitiques, comme à Denver en 1967, est une technique utilisée fréquemment, à laquelle est associé un risque de séismicité induite. La fracturation hydraulique dans un type de roche complètement différent, les shales, n'est pas susceptible à priori de produire le même effet. Mais malgré ces considérations géologiques, il n'est pas possible d'exclure totalement l'association causale /fracturation hydraulique et séismes. Deux études géomécaniques arrivent à démontrer la "très haute probabilité" dans des séismes survenus en Grande-Bretagne et en Oklahoma. Dans le premier cas, le plan de faille a glissé à l'emplacement même du forage, dans le second, les séismes sont à quelques Kms du puits. Ces deux rapports officiels par les services géologiques concernés restent "prudents" dans leurs conclusions, malgré les évidences absolument très ferme pour ne pas blâmer de façon absolue les compagnies pétrolières. Nul doute que des termes tels "très haute probabilité" plutôt que "démontré de façon absolue" sont appropriés. $figure-9---zone-de-fracturation-hydraulique.jpg$ Les épicentres, le puits et la zone de fracturation hydraulique théorique vus en coupe.

Le forage est vertical uniquement et la fracturation qui a déclenché les séismes se faisait au bas du forage; les 43 séismes sont tous survenus, sauf un, dans une courte période de 24 heures, qui suivait la fracturation. Aucun doute n'est possible sur la propagation de pression d'eau à plus de 2000 m de distance, jusqu'au lieu des ruptures, par l'entremise des discontinuités géologiques. C'est à au moins huit fois plus loin que la distance théorique de pénétration de la fracturation hydraulique. Une preuve manifeste ici encore que l'industrie ne contrôle absolument pas l'extension de la fracturation, ni ses conséquences. Mais, on ne doit pas s'inquiéter outre mesures de ces séismes. Mais par contre, il y a une observation très importante à faire: la distance entre le puits et les séismes (2 à 4 Kms) montre bien que l'effet de l'injection du liquide dans la fracturation hydraulique ne se limite pas à 200 ou 300 m du puits. Le liquide en pression s'infiltre dans des failles déjà présentes et la pression d'eau dans ces failles de 2 à 4 Kms de distance augmente de façon significative. Dans des contextes géologiques très particuliers, cela semble suffisant pour déclencher des séismes de faible magnitude, à bonne distance du lieu d'injection; cela demeure heureusement un phénomène d'importance marginale et peu fréquent. Par contre, ces valeurs de distance (2000 à 4000 m) sont donc bien plus grandes encore que les distances (550m) analysées au sujet précédent. Les cas où le fluide de fracturation s'infiltre bien loin du forage sont bien plus nombreux et ne se limitent pas aux seuls cas où cela produit des séismes. En effet, un séisme se produit assez rarement et uniquement si d'autres conditions géologiques sont réunies (état des contraintes, etc.). La pression qui s'infiltre à grande distance dans une faille naturelle constitue le cas général en présence de faille. Même si cela ne produit pas de séisme, cela ouvre une voie de circulation pour les fluides (méthane et eaux sursalines). L'industrie du gaz de schiste nie cette évidence; heureusement des séismes mineurs surviennent pour la leur rappeler.

Références citées:
1- Hsieh & Bredehoeft, 1981 Reservoir analysis of the Denver earthquakes: A case of induced seismicity, J. Geophys. Res., pp. 903-920.
2- De Pater & Baisch, nov. 2011 Geomechanical Study of Bowland Shale Seismicity, 57 p.
3- Holland, 2011 Examination of Possibly Induced Seismicity from Hydraulic Fracturing in the Eola Field, Garvin County, Oklahoma, Oklahoma Geological Survey Open File Report, 28 p.

par la truite masquée - mais bien informée, et avec son accord « à condition de la citer » ; ce fut un plaisir, la truite.

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