B. LES TECHNIQUES ALTERNATIVES À LA FRACTURATION HYDRAULIQUE AUX ÉTATS-UNIS D'AMÉRIQUE
Le développement considérable des hydrocarbures non conventionnels aux États-Unis depuis une dizaine d'année est lié à l'alliance de deux technologies plus anciennes mais qui n'avaient pas jusqu'alors été utilisées ensemble : le forage horizontal profond associé à la fracturation.
Vos rapporteurs ont été témoins de l'intérêt croissant pour les techniques alternatives à la fracturation hydraulique dans ce pays. Contrairement à ce que les éléments recueillis en vue du rapport d'étape avaient pu laisser penser, ces technologies, anciennes, sont variées et surtout opérationnelles. Elles sont simplement moins utilisées que la fracturation à l'eau, car cette dernière est généralement facile d'accès et moins coûteuse.
L'intérêt principal de ces techniques est la réduction considérable, voire totale, du besoin en eau et corrélativement, du besoin en additifs . L'Université du Texas à Austin, l'une des plus en pointe au monde sur les questions d'hydrocarbures, en a fait un de ses principaux axes de recherche 21 ( * ) .
Il reste néanmoins deux similitudes fortes entre ces alternatives et la fracturation hydraulique proprement dite : la nécessité de forer le passage d'un drain horizontal et d'injecter un fluide destiné à fissurer la roche-mère tout en maintenant ouvertes les fissures .
1. Historique des alternatives à la fracturation hydraulique
Les raisons d'utiliser un fluide de fracturation différent de l'eau ne sont pas d'abord environnementales mais techniques :
- La principale est le maintien de l'intégrité et de la performance des puits. Dans certains types de roche, l'eau peut abîmer le puits (par exemple elle gonfle l'argile) et réduire l'efficacité du prélèvement d'hydrocarbures. L'eau n'est pas non plus naturellement compatible avec les hydrocarbures, ni un bon vecteur pour les proppants , d'où la nécessité d'additifs ;
- La disponibilité de l'eau. Celle-ci est rare dans certaines zones, ou difficile d'utilisation (au Canada, en hiver, l'eau gèle, par exemple).
L'effet positif sur l'environnement est la préservation de la ressource en eau et la réduction du nombre d'additifs grâce à l'utilisation de fluides chimiquement compatibles avec la ressource recherchée.
Depuis une cinquantaine d'années, trois types de fluides peuvent être utilisés à la place de l'eau :
- Le gaz de pétrole liquéfié (GPL), essentiellement du propane, développé par les sociétés Gasfrac et eCORP (voir supra I. A.) ;
- Les mousses ( foams ) d'azote (N 2 ) ou de dioxyde de carbone (CO 2 ) ;
- L'azote ou le dioxyde de carbone liquides .
L'utilisation des gaz liquides permet de se passer complètement d'eau et d'additifs. Pour les mousses, la réduction est de 80 % du volume d'eau nécessaire et elles sont gélifiées à l'aide de dérivés de la gomme de Guar. Dans la littérature scientifique, ces fluides sont dénommés energized fluids (qu'on peut traduire par « fluides énergisés », fluides contenant au moins une phase gazeuse ou supercritique) 22 ( * ) .
Les premiers articles relatifs à l'utilisation du GPL remontent aux années 1970, le gaz ayant été utilisé en opérations à partir des années 1980. Mais ce gaz a finalement été moins utilisé que les mousses, le dioxyde de carbone et l'azote.
Les mousses carboniques et à base d'azote sont utilisées de manière courante depuis quarante ans dans certains réservoirs aux États-Unis. L'utilisation de ces mousses s'explique par une mauvaise performance de l'eau dans ces réservoirs qui sont généralement à faible pression, à mauvais écoulement des mélanges eau-hydrocarbure, et/ou réactifs avec l'eau. Dans ces réservoirs, l'eau est difficile à récupérer durant le retour ( flowback) et elle entraine une réduction de la perméabilité. C'est notamment le cas de nombreux puits dans le Colorado et le Wyoming.
Le graphique suivant montre comment l'apparition de la fracturation hydraulique à la fin des années 1940 a substitué les forages à base d'eau ( water base ) aux forages à base d'huile minérale ( oil base ) et comment, à partir du début des années 1980, les mousses ( foam fluids ) ont commencé à remplacer partiellement l'eau liquide.
source : Totals
Source : Total, présentation à vos rapporteurs à Houston, en juillet 2013.
L'azote et le dioxyde de carbone purs sont également utilisés depuis une trentaine d'années 23 ( * ) . Le principal intérêt des gaz liquides est leur expansion en profondeur, ce qui facilite la récupération de la ressource. À titre d'illustration, le tableau suivant indique les sites et le nombre de forages effectués au gaz carbonique de 1981 à 1993. De 1981 à 1998, le dioxyde de carbone liquide aurait été utilisé environ 1 400 fois, dont environ 200 en combinaison avec l'azote (à partir de 1994, voir Gupta et Bobier, 1998 24 ( * ) ).
Technical advances in liquid CO 2 fracturing- Tudor, Vozniacs, Peters, Banks- canadian fracmaster ltd, petroleum society of Cim and Aostra, juin 1994.
Résumé et début d'un article de 1987 sur la fracturation au gaz carbonique liquide
2. Les utilisations récentes des fluides énergisés (2011-2013)
Lionel Ribeiro, étudiant français à l'université d'Austin (Texas) que vos rapporteurs ont pu rencontrer, vient d'achever sa thèse sur le développement récent de l'utilisation de la fracturation à base de propane, de dioxyde de carbone et d'azote, sous forme liquide ou de mousse, aux États-Unis.
Il en ressort que 2 % à 3 % des forages utilisent des fluides énergisés. Cette proportion serait de l'ordre de 25 % à 30 % au Canada. Dans de nombreux cas, il s'agit de réservoirs anciens ( legacy wells ) pour lesquels les avantages de ces fluides sont reconnus par les industriels locaux.
La limitation de ces techniques vient de leur coût, plus élevé que l'utilisation de l'eau, ce qui peut avoir un impact compte tenu du faible prix du gaz aux États-Unis. Néanmoins, la part du recours à ces fluides augmente sensiblement ces derniers temps. Les leaders mondiaux des gaz industriels (Air Liquide, Air Products, Fearus, Linde et Praxair) ont montré un intérêt certain pour les recherches menées par l'Université d'Austin depuis deux ans, en vue d'éventuellement de se préparer à fournir plus massivement des fluides de fracturation.
Les figures suivantes montrent la part du recours à l'utilisation des fluides énergisés en 2011-2012 aux États-Unis par rapport aux fluides à base d'eau : eau liquide ( water fracks ), eau gélifiée (par un additif, gelled fracks ) ou hybride des deux méthodes ( hybrid ) ; et aussi par rapport aux fluides à base d'acide, plus minoritaires ( acid fracs ) 25 ( * ) .
Source : Lionel Ribeiro, op.cit.
Les réservoirs dans lesquels les fluides énergisés étaient principalement utilisés en 2011-2013 sont San Juan, Raton, Marcellus, DJ Basin, Cleveland, Piceance, Uinta, et Granite Wash basins. Les principales compagnies pétrolières utilisatrices étaient ConocoPhillips, XTO/ExxonMobil, Pioneer Energy Resources, Range Resources, Mewbourne, WPX, et Noble Energy (figure suivante).
Source : Lionel Ribeiro, op.cit.
Vos rapporteurs considèrent que les pistes les plus prometteuses pour une éventuelle transposition de ces techniques en France pourraient être l'azote et, surtout, le dioxyde de carbone liquides . Ces deux gaz ne présentent pas de danger d'inflammabilité. L'azote, gaz neutre, est, par ailleurs, abondant dans l'atmosphère. L'utilisation du dioxyde de carbone, à condition de pouvoir en récupérer les émissions, permettrait de faire « d'une pierre deux coups » : en évitant d'une part l'utilisation d'eau et d'additifs, réduisant ainsi les risques de pollution, et en permettant d'enfouir dans le sous-sol profond, ou de conserver dans des installations industrielles hermétiques, les excédents de ce gaz à effet de serre constatés à l'air libre. Bien entendu, un programme de recherche approfondie serait nécessaire pour vérifier si cette idée séduisante peut se concrétiser. C'est dans cette direction que s'orientent certains chercheurs en Pologne (voir ci-après I.C.2). Un programme de recherche actuellement en cours aux États-Unis devrait aussi être riche d'enseignements sur l'avenir de l'utilisation de ce gaz (voir infra ).
3. Les développements en cours et futurs
Les États-Unis mènent d'intenses recherches pour diversifier les fluides de fracturation. Vos rapporteurs ont eu connaissance, probablement non exhaustive, de trois pistes :
- La société Chimera Energy Corp développe une technique de fracturation à l'hélium , gaz inerte mais rare et probablement coûteux (voir supra I. A. au sujet de la fracturation pneumatique) ;
- La société ecorpStim a mis au point une technique d'extraction à l 'heptafluoropropane , propane fluoré dont le principal intérêt est d'être ininflammable, tout en se comportant par ailleurs comme le propane gélifié (voir les développements précédents à ce sujet) ;
- Le département de l'énergie des États-Unis (Laboratoire national de technologie pour l'énergie - National Energy Technology Laboratory ), que vos rapporteurs ont interrogé à Washington, finance actuellement une recherche de l'École des Mines du Colorado sur une technique cryogénique de fracturation (avec le l'azote-nitrogène 26 ( * ) et/ou du dioxyde de carbone liquides). Le but est d'éliminer le besoin en eau et les effets liés à cette utilisation. Cette étude doit durer trois ans à compter de juin 2013. 27 ( * ) Elle approfondira les connaissances déjà acquises dans le domaine de la fracturation à l'azote et au gaz carbonique.
Pour mémoire, le sous-sol des États-Unis recèle aussi d'importantes réserves en gaz de couche de houille ( coalbed methane ) 28 ( * ) . En fonction de la nature des couches (plus ou moins naturellement fracturées, plus ou moins perméables, plus ou moins épaisses etc.) et de leur profondeur, variables selon les bassins, les techniques d'extraction du méthane diffèrent. La fracturation hydraulique est utilisée, mais d'autres fluides de fracturation peuvent être employés, tels que les mousses ou l'azote liquide. Dans certains bassins, il n'est fait appel qu'à des forages verticaux : avec injection d'air comprimé pour faire remonter l'eau puis le gaz (« openhole cavity completion » dans le bassin de San Juan au Nouveau-Mexique- voir ci-après III.B. ) ; ou avec pompage de l'eau sous la couche de houille pour faire remonter le gaz (« topset under ream » dans le bassin de Powder river dans le Wyoming et le Montana) 29 ( * ) . Dans ce dernier cas, la fracturation hydraulique a parfois été tentée, sans amélioration notable du rendement des puits, aussi n'est-elle plus pratiquée. Le choix de la technique utilisée ne dépend pas de considérations environnementales, mais d'efficacité.
Source : Selection of best drilling, completion and
stimulation methods
for coalbed methane reservoir - Sunil Ramaswamy
-
Thèse de master of science de l'Université du Texas à
Austin, décembre 2007
* 21 « Use less water in fracking » Katharine Grieve- The Alcade p.44- University of Texas, novembre-décembre 2012.
* 22 Thèse de Lionel Hervé Noël Ribeiro, Development of a Three-Dimensional Compositional Hydraulic Fracturing Simulator for Energized Fluids -The University of Texas at Austin, 2013- sous tutelle du professeur Mukul M. Sharma
Des articles disponibles sur le site www.onepetro.org en particulier : pour le GPL Hurst (1972), Smith (1973) et Tudor et al. (2006), pour les mousses Wendorff et Ainley (1981), Grundman et Lord (1983), King (1985), Ward (1986), Cippola (1990) et Harris (1992), pour l'azote et le gaz carbonique Allen et King (1982), Sinal et Lancaster (1987), Tudor et al. (1994), Harris et al. (1998) et Gupta et Bobier (1998).
Voir aussi Satya Gupta, «Unconventional Fracturing Fluids: What, Where and Why»2011, sur le site de l'environmental protection agency (EPA) www2.epa.gov
* 23 Voir ci-après l'extrait d'un article de 1987 d'une revue professionnelle canadienne documentant la technique au dioxyde de carbone.
* 24 Gupta D.V.S, Bobier D.M, 1998, The History and success of liquid CO 2 and CO 2 /N 2 fracturing system. SPE, Canadian Fracmaster Ltd., SPE Gas Technology Symposium, 15-18 mars 1998, Calgary, Alberta, Canada.
* 25 Christopher Tucker du groupe FTI consulting (à Washington) a indiqué à vos rapporteurs que le forage à l'acide était, par exemple, adapté en Californie dans le schiste de Monterey, lequel recèlerait des réserves très importantes. L'irrégularité des couches de schiste rend, semble-t-il, plus facile un forage vertical sans drain horizontal, avec une injection d'acide sans qu'il soit nécessaire de recourir à une fracturation sous pression.
* 26 On trouve parfois le terme de «nitrogène» dans la littérature, c'est un anglicisme synonyme d'azote (N 2 ).
* 27 Development of Non-Contaminating Cryogenic Fracturing Technology for Shale and Tight Gas Reservoirs . Colorado school of mines et Research partnership to secure energy for America, juin 2013 www.rpsea.org. Ce programme doit coûter 2,7 millions de dollars.
* 28 Voir, ci-après, II sur le cas français.
* 29 Selection of best drilling, completion and stimulation methods for coalbed methane reservoirs- Sunil Ramaswamy-Thèse de master of science de l'Université du Texas à Austin, décembre 2007.