Ce document est complété par une 2e vidéo Gaz de schiste 102 (disponible en HD 720p) à ce lien: Gaz de schiste 102 - l'Expérimentation
Note préliminaire: ce 4e texte fait suite et complète le document Exploitation de puits gaziers classiques vs exploitation par forages à grande extension horizontale et fracturation hydraulique mis en ligne le 25 février 2011, et une vidéo Gaz de schiste 101 également sur ce site. L'EXPÉRIMENTATION analyse les facteurs géotechniques liés à la durée de vie des structures et l'impact que risque d'avoir des décisions totalement improvisées et irréfléchies, dans une voie où le gouvernement semble vouloir persister, avec comme information privilégiée, celle des lobbyistes de l'industrie.
Une problématique très importante, mais méconnue de l’exploitation des shales gazifères, se rapporte à ce qu’il adviendra des puits après l’exploitation. Cette question doit être analysée très soigneusement, car il y a un élément essentiel qui prend une importance considérable dans cette industrie nouvelle : le fait que la fracturation met en branle la mobilisation du méthane dans tout le volume de l’unité géologique. En même temps, on ne va extraire qu’une faible proportion de ce gaz. L’extraction ne se fait que pendant quelques années, mais la migration du gaz amorcée par la fracturation se poursuit pendant un temps au moins mille fois plus long. Le débit est très élevé initialement, mais il décroît sous un seuil où ce n’est plus jugé rentable de poursuivre l’extraction.
Dans un gisement de gaz classique, c’est-à-dire un gisement où le méthane s’est accumulé dans un réseau de fractures naturelles, on arrive à extraire 95% du gaz (réf.1). C’est parce que le roc qui forme ce réservoir naturel est très perméable et que pendant des temps géologiques, i.e. des millions d’années, le gaz a pu migrer vers cette zone. Comme le gaz est déjà arrivé depuis longtemps dans la zone naturellement très perméable, on arrive donc assez facilement à l’extraire en quasi-totalité.
Ce n’est absolument pas ce qui arrive dans le cas où on tente d’extraire le gaz encore dispersé et toujours emprisonné dans un roc extrêmement peu perméable. On peut certes créer des fractures dans le shale par fracturation hydraulique, ou par une autre technique de fracturation. Le résultat est le même : chacune des nouvelles fractures constitue une petite zone de grande perméabilité dans le shale. Le méthane et les autres fluides présents vont migrer vers ces fractures. Ce qui a pris des temps géologiques dans les gisements classiques, va se reproduire exactement de la même façon. Comme toutes les nouvelles fractures sont créées pour ainsi dire ensembles, à ce nouveau temps zéro, on obtient un débit intéressant au départ. Mais il s’estompe très vite. Plus des trois quarts du méthane (80% selon l’Office National de l’Énergie- réf.1) demeurent en place à la fin de l’exploitation. Ce gaz ne se libérera qu’après la fin de l’exploitation, donc quand les puits seront abandonnés. C’est très différent et cela pose la question essentielle : ce qu’il adviendra des puits après l’exploitation face à cette énorme quantité de méthane qui cherchera à trouver un chemin vers la surface. On crée avec la fracturation du shale et avec une technique d’extraction qui a un si piètre rendement de 20%, un énorme problème, totalement nouveau, pour lequel on a actuellement aucune réponse. Comment se comporteront les puits, c’est beaucoup plus précisément en fait, se demander comment se comporteront les éléments mis en place dans la courte étape de la fermeture et l’abandon des puits. Pour obturer un puits, l’industrie, en se conformant aux pratiques en vigueur, dépense entre 0,1 et 0,3% du coût du puits; c’est très peu et la durée de vie de ces obturations est à peu près inconnue, comme celle du reste de la structure des puits d’ailleurs.
Une expérimentation théorique: enterrer 20 000 bombonnes de propane dans un grand champ. Disons qu’au départ chacun de ces contenants contient 80% de remplissage résiduel, pour établir un parallèle avec les puits de gaz de schiste. On sait que ces bombonnes ont une durée de vie qui n’est pas éternelle; les fabriquants recommandent d’ailleurs de ne jamais remplir une bombonne datant de plus de dix ans.
Dans le champ, chaque année on en examine un échantillon et on porte en graphique le nombre de celles qui ont cédé. On pourrait noter au moins deux critères: celles qui fuient manifestement un peu et celles qui sont totalement corrodées, fissurées, ou même qui ont explosé (un petit nombre sans doute des ruptures possibles). Prenons le cas des ruptures complètes mises en graphique ci-dessous:
Figure 1 - Distribution normale en forme de cloche des ruptures qui surviennent en fin de vie technique d’une structure, ou d’un ouvrage de génie civil.
On obtient une distribution classique en forme de cloche. La durée de vie moyenne des bombonnes se situe dans la figure à 14 ans, au moment où se présentent le plus grand nombre de cas. Mais on constate que sur les 20 000, il y en a quand même des ruptures dès la 2e année. À l’autre extrémité, certaines en petit nombre durent plus de 25 ans. Deux constatations à souligner:
- La durée de vie de 14 ans est une valeur qui exprime une probabilité statistique; la rupture dans un cas unique peut être plus faible ou plus élevée, mais la probabilité la plus forte se situe entre 10 et 18 ans.
- 100% des bombonnes finissent un jour par céder si on laisse au temps, le temps de faire son oeuvre. Ça, c’est le plus inquiétant !
Dans la vraie vie si quelqu’un fait cette expérimentation, la sécurité civile va probablement intervenir, après les premières explosions. Les autorités vont clôturer le champ, mettre de interdictions d’accès, faire une étude d’intervention, puis finalement confier les travaux de “déminage” à une firme spécialisée, laquelle devra prendre de coûteuses précautions pour extraire une à une les bouteilles corrodées et très dangereuses à manipuler. Entre temps, le dangereux fou est disparu aux Bahamas, la facture très élevée de ce gâchis va être payée par la collectivité.
Vous croyez que cette histoire d’expérimentation est tordue et farfelue? Elle est sans doute tordue, mais bien moins en tout cas que celle que veulent entreprendre les compagnies gazières avec l’appui du gouvernement du Québec, dans 10 000 Km2 de la plaine du St-Laurent.
Sans connaître la durée de vie des puits, sans aucune évaluation des conséquences à long terme de leur rupture inéluctable, on prévoit installer 20 000 puits de gaz de schiste. Il n’y a pas que les puits, il y a aussi 20 000 fois un très gros bloc de roc fracturé (représentés en vert dans la figure 2); entre 50 et 100 millions de m3 de shale modifié de façon irréversible pour chacun des 20 000 forages.
Figure 2 - Par grappes de 6 puits ou plus, on envisage d’extraire le gaz de toute la couche de shale d’Utica; avec entre 1 et 3 puits/ Km2 - image extraite du vidéo Gaz de schiste 102
De plus dans le cas des puits, ce n’est pas un seul champ qui est le lieu de l’expérimentation, mais bien une très grande partie de la plaine du St-Laurent, entre Montréal et Québec, dans le secteur patrimonial comptant les très beaux villages et paysages aménagés par les générations précédentes. Les tours de forage, les torchères, les compresseurs et les camions vont maintenant s’inscrire dans ce paysage.
Ce que va produire cette transformation radicale, on en a une petite idée pour ce qui se passe en surface : pollution des nappes par l’activité de l’industrie, lourde pression sur les infrastructures agricoles et villageoises, baisse radicale de la qualité de vie et de la valeur des terres au voisinage des structures industrielles, etc.
Mais plus en profondeur, on en sait très peu de chose. C’est la raison pour laquelle je désigne toute cette opération par l’expression l’EXPÉRIMENTATION, le titre de ce texte. J’affirme de plus que c’est une expérimentation déraisonnable, pire que celle du fou qui a enterré 20 000 bombonnes de propane dans un champ. Ce n’est pas une petite quantité de combustible (4,5m3 en volume de gaz pour un réservoir de propane), mais bien 10 000 000 fois plus à chaque emplacement. La seule différence positive est que le méthane du roc va se dégager lentement et progressivement, alors que dans l’exemple des bombonnes, il est libre dès le départ. Par contre, il aura été possible d’enlever les bombonnes de propane du champ, mais il ne sera jamais possible d’enlever un forage du roc, encore moins les millions de fractures injectées de sable. C'est une opération irréversible et ses effets sont là à jamais.
Prenons une échelle de temps de l’ordre de la durée de vie des puits une fois qu’ils seront abandonnés. Ce qui est connu scientifiquement, c’est que le méthane qui reste encore dans le massif de shale, environ 80%, va continuer le processus géologique amorcé lors de la fracturation. À la fin de l’exploitation d’un puits, 20% seulement du gaz est libéré et extrait; il n’est plus rentable de continuer d’exploiter un puits après quelques années, car le débit est jugé devenu trop lent. Un puits fermé définitivement retombe dans le domaine public. C’est là que l’expérimentation commence, car on entre dans un domaine totalement inconnu. Les données de départ de l’expérience sont assez claires cependant pour tenter de prédire ce qui se passera selon la plus grande probabilité:
1- Le shale contient encore 80% de son gaz, qui continue à vitesse lente à se libérer selon une courbe de diminution exponentielle. Des courbes de décroissance sont publiées (réf.2) pour les shales en cours d’exploitation aux USA.
2- Les puits fermés et abandonnées sont bouchés, en profondeur par du béton et en surface par une plaque d’acier. Entre le tubage et le roc foré, c’est du coulis poreux, celui mis en place lors de la construction du puits, qui sert toujours de bouchon. Même dans les puits neufs, ce coulis à l’extérieur du tubage a souvent montré des défauts laissant passer des fuites de gaz dans de nombreux cas. Pour traiter ces défauts, l’exploitant a dû perforer l’acier du tubage en plusieurs endroits en profondeur. Tous ces défauts vont être les parties de l’ouvrage qui vont se dégrader en premier. Les causes de la dégradation des puits et des fuites et ruptures qui en résultent sont bien connues (réf.3, et 5) dans le cas des puits classiques, i.e. ceux qui ne sont que des forages verticaux. Ces mêmes causes vont agir dans les nouveaux puits, mais avec plus d’ampleur.
3- Dans le cas plus critique des puits de gaz de schiste, il faut ajouter l’effet non évalué de la fracturation horizontale jusqu’à 1000m (et plus ?) en extension du puits vertical. Quel est l’impact de l’environnement de shale ayant subi la fracturation hydraulique sur la durée de vie de l’acier et du coulis, les deux éléments structurels principaux des puits. Le shale auparavant étanche, est rendu un million de fois plus perméable par l’opération de fracturation; il libère certes du gaz, mais aussi beaucoup d’éléments emprisonnés dans le roc; radium, éléments minéraux en très haute concentration (salinité locale dans les eaux de ces massifs lorsque détectée : huit à dix fois celle de l’eau de mer). Tous ces éléments s’ajoutent à ceux du cocktail chimique du fluide de fracturation, dont le plus gros volume reste dans le roc fracturé.
4- Dans le cas plus critique des puits de gaz de schiste, il y a eu aussi des cycles de forte pression pendant la fracturation, et d’autres pendant l’exploitation. L’impact sur la durée de vie des aciers et des coulis est certainement de réduire encore un peu plus leur durée de vie technique.
Avec ces quatre éléments, on peut déjà raisonnablement conclure que le facteur 1 va permettre la remise en pression des puits bouchés. La pression et la quantité de gaz faisant pression sur le bouchon vont aller en augmentant avec les années (réf.4). Les facteurs 2, 3 et 4 qui se rapportent aux puits indiquent qu’ils vont se dégrader lentement, mais sûrement. Quelle est la durée de vie technique moyenne des puits dans cet environnement souterrain, qui n’a pas encore d’équivalent étudié dans le monde? C’est la donne inconnue de cette équation. On ne peut donc pas prédire le devenir de chaque puits dans le temps, en termes de date pour l’apparition de fuites majeures. C’est là que l’expérimentation en vraie grandeur débutera.
Figure 3 - Les participants volontaires et involontaires de l’EXPÉRIMENTATION.
Je dis que cette expérimentation ne doit pas se faire, et en tant qu’ingénieur, je ne signerais absolument pas les plans de l’ouvrage représenté à la figure 2; surtout si ce type de structure est destiné à être implanté en 20 000 exemplaires dans un territoire habité (figures 2 et 4). Il y a actuellement dix-huit puits avec la fracturation; c’est déjà dix-huit de trop. Il n’y a aucune solution technique pour revenir en arrière. Qu’on le veuille ou pas, nous allons entrer dans l’expérimentation avec ces 18 structures, car elles sont là pour l’éternité, mais il est impératif de ne pas ajouter d’autres fracturation. Il faut aussi éviter à tout prix d’entrer dans le plan d’affaire concocté par l’industrie avec l’accord du gouvernement, et modifier ce qui est présenté à la figure 3; la modification la plus importante est de ne pas autoriser la mise en application de la norme actuelle menant à la fermeture des puits, qui implique un transfert de propriété (compagnies -> collectivité). Ceux qui ont construit les 18 puits doivent être y être liés pour la durée de l’expérimentation, c’est à dire minimalement pour 99 ans, renouvelable tant et aussi longtemps que le méthane poursuivra le processus géologique de migration (ça peut être très long !). Je sais bien que très peu de firme subsistent au travers des siècles, mais imposer cette règle va régler le cas du gaz de schiste : aucune compagnie de va se lancer dans d’autre fracturation avec ça.
J’ai présenté l’exemple des bombonnes, parce qu’il permettait de comprendre la question de durée de vie technique. Cela s’applique aussi à des puits, à la structure du puits, comme à la structure d’obturation ajoutée en fin d’exploitation. Ça tient combien de temps ce « bricolage », c’est la question qu’il faut se poser. Le terme « bricolage » pourra sembler exagéré pour plusieurs experts ici, car ces méthodes sont celles qui sont appliquées, réglementées et qui constituent actuellement la règle de l’art. Cependant en tant qu’ingénieur, je crois qu’appliquer aux nouveaux puits des procédures établies pour des forages classiques, cela devient bien un bricolage, car c’est tout à fait inadapté.
Au départ, on a un ouvrage conçu et optimisé pour extraire du gaz (figure 4A) – le puits d’extraction avec fracturation sur 1000 mètres à l’horizontale – on tente ensuite en fin de vie utile une transformation en une structure destinée à la fonction diamétralement opposée, c’est-à-dire retenir tout le méthane qui reste – le même puits et la fracturation de 50 millions de mètres cubes + un bouchon de béton + une plaque d’acier soudée + quelques autres ajouts (figure 4B). Cette procédure est actuellement la norme, pour laquelle les compagnies dépensent habituellement moins de 1% du coût total de l’ouvrage. Aucune règle ne les oblige à plus; aucune compagnie ne peut à la fois être plus vertueuse que ses concurrentes et rester en affaire bien longtemps. Les règles de fermeture des puits horizontaux avec fracturation intensive du shale gazier sont totalement à repenser et reformuler.
Figure 4A : Puits d’exploitation en fin d’opération - B : structure convertie en puits d’obturation sur un réservoir de 50 000 000 m3 de méthane, encore présent.
En fonction des lois au Québec, les plans de forage et d’obturation des puits échappent à la loi des Ingénieurs. Donc ces ouvrages, avec les règles actuelles, peuvent être implantés sans qu’un ingénieur en approuve les plans. Je ne connais pas d’ingénieur qui accepterait d’engager sa responsabilité professionnelle pour garantir, à l’étape de l’abandon, l’étanchéité dans une durée infinie, d’un réservoir souterrain de 50 000 000 m3 de méthane avec les plans de forage actuels, des ouvrages qui de plus seront sans entretien, sans inspection, et masqués sous un site oblitéré en surface. On compare sur la figure 4 les millions dépensés dans la structure d’extraction, qui a une vie utile qui se compte en années - versus moins de 1% de ce budget pour une structure ajoutée qui modifie la première de façon sommaire tout en visant à modifier sa fonction de façon totale ; cette combinaison devra durer des siècles.
Mais cela se fait ailleurs, peut-on m’objecter. Même si ailleurs un fou décidait d’entreprendre l’expérimentation des bombonnes, ça ne la rendrait pas plus raisonnable de la répéter ici. Nulle part dans le monde, on est rendu à l’étape « de l’après » dans le cas de l’industrie des shales gazifères. Aux USA on a lancé cette industrie il y a moins de dix ans; on n’est pas dans la période où l’expérimentation débutera réellement. Déjà cependant dans la période actuelle d’exploitation là-bas, on observe une forte augmentation de problèmes de sécurité liés à des puits en activité; ce sera pire quand ils entreront dans l’abandon. Plusieurs états aux USA sont en train de réexaminer ce dossier. Chacune des nouvelles études, apporte un éclairage nouveau sur cette industrie lancée dans la précipitation là-bas aussi. Chaque contexte géologique est différent certes, mais lancer ici l’expérimentation en zone habitée, compte tenu de ce qui est probable comme résultats, est tout à fait irréfléchi.
Marc Durand, doct-ing en géologie appliquée
Professeur retraité, dépt. Sciences de la terre, UQAM
Références citées;
1- Office National de l’Énergie, Nov. 2009, L’ABC du gaz de schistes au Canada, 23 p.
2- AEberman,2010. Shale Gas—Abundance or Mirage? Why The Marcellus Shale Will Disappoint Expectations, Shale Gas—Abundance or Mirage
3- Maurice B. Dusseault, 2000, Why Oilwells Leak: Cement Behavior and Long-Term Consequences, SPE, Porous Media Research Institute, University of Waterloo, Waterloo, Ontario; Malcolm N. Gray, Atomic Energy of Canada Limited, Mississauga, Ontario; and Pawel A. Nawrocki, CANMET, Sudbury, Ontario, SPE International Oil and Gas Conference and Exhibition in China held in Beijing, China, 7–10 November 2000
4- Durand M, 2011, Exploitation de puits gaziers classiques vs exploitation par forages à grande extension horizontale et fracturation hydraulique, 25 février 2011, Exploitation de puits gaziers classiques vs exploitation par forages à grande extension horizontale
5- Kent Caudle, 2011, Mitigating Corrosion in the Oil and Gas Industry. Well Servicing Magazine, January/February 2011
