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La fracturation hydraulique et les techniques associées


Utiliser des techniques (micro)sismiques pour le suivi de l’exploitation


La fracturation hydraulique est accusée de provoquer des microséismes, même si ceux-ci n’atteignent jamais une magnitude supérieure à 5, sans conséquences réelles sur l’environnement (INERIS). La connaissance est assez développée sur ces phénomènes grâce aux suivis opérés sur les mines depuis longtemps.



Afin suivre la fracturation et l’évolution des contraintes du terrain, des techniques sismiques et micro-sismiques existent, avec une précision de l’ordre de la dizaine de mètres, qui apparaît suffisante aux experts auditionnés. Les opérateurs français sont ici la Compagnie générale de géophysique (CGGVeritas), Schlumberger, Technip.

Ce sont ces techniques qui ont le plus évolué au cours des dernières années, afin d’assurer le suivi du forage et de l’exploitation. Des capteurs (« géophones ») sont enterrés à une dizaine de mètres de profondeur (pour éliminer le bruit ambiant) selon un maillage recouvrant toute la zone de forage (les noeuds sont espacés de quelques dizaines de mètres). Ils fonctionnent sur batteries et restent actifs le temps utile. La structure du sous-sol est reconstituée par analyse des signaux reçus et par triangulation. Cette technique, bien qu’un peu lourde et onéreuse, est rapidement rentabilisée car elle améliore très sensiblement le rendement des puits, et surtout l’estimation des ressources disponibles. Aujourd’hui, encore près de quatre forages sur cinq s’avèrent improductifs, et une des priorités des entreprises est d’augmenter la probabilité de forages fructueux. Les entreprises ont donc intérêt à avoir recours aux techniques d’analyse sismique dès que l’exploration est envisagée.

Le guidage du trépan de forage (« geosteering ») se fait grâce à des capteurs acoustiques placés derrière ce trépan. Les données sont envoyées périodiquement pour reconstitution du terrain dans la zone de forage par imagerie 3D et focalisant celui-ci au décimètre près. À noter que la stabilité du terrain s’en trouve renforcée à plus long terme, puisque ces microséismes, lorsqu’ils surviennent, provoquent le relâchement de contraintes en sous-sol, permettant ainsi au terrain d’accéder à un niveau d’énergie plus faible.

Y a-t-il des techniques alternatives à la fracturation hydraulique ?


Des recherches de long terme sont en cours sur l’utilisation d’ondes acoustiques qui seraient produites par des décharges électrostatiques. Le groupe Total a déposé deux demandes de brevet français (n° FR 11/52062 et FR 11/52063) le 14 mars 2011.

D’autres fluides de « fracking » que l’eau sont envisagés, comme le propane, le CO2, l’azote, le méthanol ou encore le GPL. Testé en 2006 au Canada, ce dernier a l’avantage de nécessiter des quantités moindres, d’être entièrement récupérable et de ne pas fixer les sels et minéraux qui ainsi ne remontent pas à la surface. Mais aucune piste sûre et économiquement probante n’a été dévoilée.

La technologie des tubes employés dans les puits verticaux est mature


Les technologies actuelles de tubes sans soudure sont matures et ne posent pas de problèmes. Elles sont utilisées dans l’exploitation des hydrocarbures conventionnels depuis longtemps et le forage vertical, celui qui traverse les nappes phréatiques, n’est pas propre aux GNC. Les défauts d’étanchéité qui ont pu se produire, aussi bien dans le forage offshore (Macondo, dans le golfe du Mexique) que dans l’extraction des GNC, sont dus à chaque fois soit au cimentage des jonctions à l’extérieur des tubes, soit au vissage défectueux des colliers de liaison entre les tubes, notamment en cas de réutilisation des tubes.

Vallourec est l’entreprise française possédant la maîtrise des technologies de tubage et d’étanchéité sous pression. En la matière, peu d’innovations sont envisagées. Des recherches progressent toutefois dans l’intégration de voies de communication aux tubes afin de remonter un nombre plus important de données lors du forage ou de l’exploitation des puits. Ce besoin est issu, entre autres, des retours d’expérience de la catastrophe de Macondo.

La composition du fluide de fracturation


Une grande partie du savoir-faire tient dans la composition du mélange de fracturation, qui doit être capable de maintenir durablement les fissures de la roche ouverte, permettant ainsi au gaz de circuler dans la roche vers le puits. La composition de ce fluide est sans doute le point qui a suscité le plus de débats, aussi bien dans notre pays qu’outre-Atlantique. Plusieurs États américains ont déjà adopté des règles imposant la publication des additifs chimiques contenus dans le fluide d’injection, et ces règles retiennent l’attention du ministère américain de l’Énergie (DoE) qui pourrait les étendre au niveau fédéral.

Sans dévoiler les secrets de fabrication (la composition du mélange injecté, qui dépend beaucoup des conditions géophysiques locales, est en effet au coeur de la technologie de forage), des mesures imposant une transparence sur les additifs injectés apparaissent nécessaires en France et en Europe. Un blog ou un site Internet public de type « FracFocus.org », créé à l’initiative du DoE, pourrait être mis en place (proposition de Total).

Les additifs ajoutés à l’eau de fracturation


Les additifs ajoutés à l’eau de fracturation ont plusieurs fonctions. On trouvera par exemple des réducteurs de friction (émulsifiants tels que gomme de guar, amidon de maïs, dérivés de la cellulose, etc.), des acides contre les dépôts calcaires, des inhibiteurs de corrosion, des gélifiants, des bactéricides, etc. Il s’agit pour l’essentiel de produits bien connus et déjà utilisés par ailleurs, y compris pour certains comme additifs de produits alimentaires, cosmétiques ou ménagers.
Il convient également d’être attentif à la structuration de ces additifs qui, lorsqu’ils sont constitués de nanomatériaux de synthèse, ne sont pas équivalents en substance à des formes non nanométriques et peuvent avoir des effets toxicologiques ou écotoxicologiques qu’il convient d’observer, comprendre et réduire. Une obligation légale de déclaration est faite aux producteurs, importateurs et vendeurs de nanomatériaux, et il serait nécessaire que les parties prenantes sachent si les additifs envisagés comportent ou non des matériaux de synthèse nanostructurés.

Architecture type d’un puits de « Gas Shale » dans les Marcellus Shale (États-Unis)
Architecture type d’un puits de « Gas Shale » dans les Marcellus Shale (États-Unis)