Fuites dans les puits d'hydrocarbures en France

J'aime bien personnellement la France; j'y ai vécu trois ans pour y compléter mes études de doctorat et ensuite, j'y ai fait de très nombreux voyages. Les trois derniers séjours (en février 2012,  en octobre 2013 ainsi qu'en juin 2016) ont été fait dans le cadre de rencontres sur la fracturation hydraulique et l’exploration pour les hydrocarbures non conventionnels. À chacun de ces trois déplacements, je répondais à des invitations pour participer à des colloques et pour donner des conférences.

La loi du 30 décembre 2017 a mis fin à l’exploration et à l’exploitation des hydrocarbures. Six ans plus tôt, la loi du 13 juillet 2011 interdisait déjà la fracturation hydraulique; cela consistait en fait à interdire l’exploration pour les gisements non conventionnels de pétrole ou de gaz. La loi de 2011 abrogeait aussi tous les permis déjà émis pour les projets comportant un recours à la fracturation hydraulique. Entre ces deux dates 2011 et 2017, il y a eu en France d’intenses discussions et des débats entre experts aux visions opposées*. On m’a invité à m’impliquer dans ces débats à titre d’expert indépendant.

Lors du premier colloque du 7 février 2012, un expert local a réagi à ma présentation sur les risques de fuite des puits; il a indiqué péremptoirement qu’en France les puits d’hydrocarbures n’avaient pas de fuite car ils étaient tous « scellés ». À cette époque en réalité, il n’y avait pas de programme d’inventaire et de surveillance systématique de tous les puits en France; c’est sans doute pourquoi les responsables locaux pouvaient affirmer qu’aucun rapport n’indiquait que les puits d’hydrocarbures dans l’hexagone avaient des fuites.

Les débats ont peut-être contribué à la prise de conscience qui est survenue durant les années suivantes car par la suite, je n'ai plus vu ce type d'affirmation. L’Accord de Paris en 2015 a également contribué à changer les mentalités et certaines approches pour l’exploration et l’exploitation des gisements d’hydrocarbures.

En 2015 l’INERIS a entrepris la compilation d’un inventaire des puits anciens. L’INERIS a ajouté en 2018 un autre volet: l’étude des risques et des impacts pouvant résulter de la reconversion des puits d’hydrocarbures en puits géothermiques. La géothermie profonde est largement utilisée en France pour le chauffage de complexes d’habitation notamment.

Le rapport final de l'INERIS a été publié récemment en 2024. C’est un document détaillé et très pertinent pour toute personne qui s’intéresse à la question des fuites dans les puits d’hydrocarbures. Il analyse avec beaucoup de justesse l’évaluation et la catégorisation des divers risques. Il énumère et commente aussi les principaux cas de fuites qui sont survenus dans certains des 12154 puits que comporte l’inventaire. Je n’ai qu’un commentaire critique: le document n’analyse pas le « devenir » des puits, il se limite à une évaluation de l’état actuel de la situation. C’est certes valable et utile comme étude, mais on devrait aussi analyser ce qui sera légué aux prochaines générations comme problèmes pour ces 12154 puits, notamment la gestion des ouvrages légués à l’État et les coûts probables pour le contrôle et la remédiation des fuites.

Le Conseil des Académies Canadiennes dans son rapport de 2014 a  intégré dans ses recommandations ma propre évaluation du fait que ces puits devront être gérés à très long terme, qu’ils devront être réparés et que cela implique «la nécessité d’une surveillance à perpétuité, car même après qu’on ait réparé d’anciens puits présentant des fuites, les réparations du ciment pourraient elles-mêmes se détériorer. » CAC 2014 p. 228. Cet aspect de la problématique est absent du rapport de l’INERIS. C’est peut-être du au fait que l’INERIS a reçu le mandat d’analyser aussi l’option de la reconversion en puits géothermiques. Cependant une très faible proportion des puits existants pourraient éventuellement être reconvertis en ouvrages géothermiques permanents; quoi faire avec les autres?

Voici quelques données du rapport sur les puits anciens de France.

La carte montrant la localisation de puits d'hydrocarbures en France (en réalité 26% des 12154 puits de l'inventaire n'ont pas pu être localisés)

Sur la carte de France, on voit qu'il y a quatre régions distinctes:

- 52% des puits sont dans le bassin d'Alsace qui est la région d'exploitation la plus ancienne (Pechelbronn, notamment qui a démarré au 18e siècle).

- 31% des puits dans le grand bassin parisien où a subsisté une exploitation résiduelle ces dernières années.

- 13% des puits pour l'exploitation gazière dans le bassin dAquitaine.

- 4% pour d'autres petits gisements marginaux en Provence, en Lorraine, dans le massif Armoricain et au large en mer (62 puits).

Lors de l'étude, il y avait encore 64 puits en exploitation, un nombre estimé entre 200 et 300 de puits non fermés, mais sans activités. Dans le reste des puits il y a un quart de l'inventaire où il n'y a pas de données; ils sont comptés dans la catégorie puits fermés ou abandonnés. Plus de 2000 de ces puits sont classés orphelins, car aucun propriétaire ou responsable n'a été identifié.

Les auteurs de l'inventaire écrivent qu'entre 5 à 10% des puits identifiés seraient à risque de fuites. C'est un estimé et non pas un bilan d'observations de l'ensemble des puits sur le terrain. Il n'y a eu que quelques rares campagnes d'inspection et elles portaient sur des petits échantillons:

- 60 puits pour l'INERIS de 2007 à 2028; fuites détectées sur 13% des puits

- 41 puits en Alsace par le BRGM en 2015; fuites détectées sur 12% des puits 

- fuites mesurées par autocontrôle de certains opérateurs !  %?

C'est selon moi une sous-estimation du pourcentage réel. Les auteurs notent, avec raison, que "L’absence de données de surveillance ne peut en aucun cas être assimilée à l’absence de fuite". De plus les mesures actuelles sont très fragmentaires et elles ne tiennent pas compte du vieillissement des structures et de la corrosion progressive des aciers dans le temps. Les puits affectés par des fuites vont augmenter dans le futur, en nombre et en gravité. La nécessité d'un programme de surveillance et d'intervention serait primordiale pour l'ensemble des puits.

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* Pour illustrer les divergences de politiques dans cette période, je peux donner l'exemple assez révélateur du rapport de l'étude pilotée par le sénateur J-C Lenoir et le député C. Bataille mandatés de l'Office Parlementaire d'Évaluation des Choix Scientifiques et Technologiques (OPCEST). Cette commission a interrogé en 2013 à peu près tout les promoteurs de l'exploitation de gisements non conventionnels et elle a fait un catalogue optimiste de toutes les techniques, y compris les plus farfelues,  qui  pourraient contourner la fracturation avec de l'eau interdite par la loi de 2011. J'ai été auditionné par cette commission à la toute fin des entrevues, juste avant la rédaction du rapport final. Mon intervention y est résumée en une demi-page (p. 80) dans le chapitre des "Risques Maitrisables", alors que j'avais exposé exactement le contraire pendant une heure quinze: ces risques sont inhérents aux puits et ne sont pas du tout maitrisables.

Le Colloque à Montpellier le 10 juin 2016

Voici un bref compte-rendu d'un colloque qui s'est tenu à Montpellier vendredi 10 juin 2016. Tout le battage médiatique fait par le comité organisateur a été basé sur la venue d’un expert du Canada. J’ai donc dû me plier de bonnes grâces au jeu médiatique qui entourait ce colloque en donnant plusieurs entrevues, notamment pour le Midi Libre (ci-dessous). Tout est politique en France, y compris le débat sur les gaz de schiste. Fabrice Verdier député du Gard, Président de la Mission Gaz de schiste à l'Assemblée Nationale, assistait au colloque et il m’a remercié dans son allocution d’introduction d’avoir accepté l’invitation. 

Ma présentation a eu beaucoup d'impact, car personne en France n’a fait d’analyse comparable m'a-t-on dit. Je suis très satisfait d’avoir fait plusieurs rencontres fort intéressantes de collègues chercheurs universitaires. Les organisateurs par contre ont été déçus de l’assistance espérée (sénateurs, députés, maires et autres élus de la région sud): ils attendaient 150 personnes, il n’y en a eu que 32 . Cependant toutes les présentations seront prochainement disponibles en ligne; je placerai ici le lien pour les voir au bénéfice des personnes qui pourraient être intéressées. Il y a pour l'instant deux entrevues vidéo où on place en opposition les opinions contrastées de deux experts, ainsi que la vidéo de ma présentation de 18 minutes.

Ci-dessous un extrait de la page 15 du journal local du lendemain. 

Extrait de la page 15 du journal "Le Midi Libre" du samedi 11 juin, qui a relaté le Colloque sur cinq colonnes; j'ai corrigé (en rouge) deux petites erreurs factuelles.

La France a depuis juillet 2011 une loi qui interdit formellement la fracturation hydraulique. Cela n'empêche pas qu'à l'approche des élections de 2017 le sujet soit constamment évoqué dans les débats politiques. Des groupes de pressions, les milieux industriels, quelques députés ont tenté de contester la validité de la loi. D'autres ont cherché l'option de contourner l'interdiction en évoquant l'emploi de techniques alternatives, y compris les plus farfelues, comme celle "découverte" par Arnaud Montebourg. L'information scientifique rigoureuse réussit rarement à se frayer un chemin au travers des controverses et déclarations des politiques. Le colloque du 10 juin dernier a constitué une exception très rafraîchissante. Tout le mérite de ce succès revient à Mme E. Bourgue de NFF.

Pendant ce temps là, ici au Québec le gouvernement autorisait la fracturation hydraulique à Anticosti sans aucune consultation d'expertise externe crédible. Voir mon autre billet du 15 juin.

Techniques alternatives?

Qu'en est-il des techniques alternatives? Des techniques qui ne seraient pas de la fracturation hydraulique?. Je donne tout de suite une réponse simple: il n'y en a aucune visible à l'horizon. Celles dont on parle ne sont pas des alternatives viables dans cette industrie. La fracturation hydraulique est, et demeurera dans tout l'avenir prévisible, la seule et unique option fiable et viable que l'industrie voudra utiliser.

A)  TECHNIQUES IMPLIQUANT LE PROPANE  (C3H8)

Un texte de l'Agence France-Presse en 2013, largement repris par les médias d'ici (Cogeco nouvelles, La Presse Affaires, Le Devoir, Radio-Canada qui a été un peu plus précis) faisait état de ceci: Pétrolia compte fracturer le shale à Anticosti, qui recèlerait 40 milliards de barils de pétrole brut, en injectant du gaz naturel (sic) sous haute pression. Deux faussetés ici.

C'est une erreur d'écrire :"Les réserves ... sont estimées à 40 milliards de barils". Cette valeur de 40 milliard se rapporte à la quantité estimée de pétrole en place; c'est bien différent de la quantité de pétrole exploitable, qui serait environ 1% de cela, soit cent fois moins. Dans le domaine minier comme pétrolier, les "réserves" doivent être une évaluation de ce qui est contenu dans les volumes exploitables, délimités sur les titres miniers de la compagnie. Il est tout à fait inapproprié et abusif d'attribuer à Pétrolia un estimé de "réserves" de 40 milliards de barils !

Aussi, la fracturation au gaz naturel, cela n'existe pas. C'est de la fracturation au propane liquéfié (gélifié en fait) dont il est probablement question ici. C'est est un procédé proposé par la cie GasFrac* de Calgary qui a cherché de 2008 à 2014 à faire la promotion de sa technique, en compétition aux détenteurs des brevets de la fracturation hydraulique. Ici même au Québec Gasfrac a fait une démonstration limitée de sa technique en novembre 2009 dans le puits A251 de Junex à St-Augustin-de-Desmaures.

Il est assez dangereux de manipuler des tonnes de produits explosifs et un accident  en 2011 a grandement refroidi l'intérêt pour cette technique. Toute l'opération demande un mode d'opération à distance; il n'y a aucun opérateur sur le site immédiat en raison de ce risque élevé (explosion 2011). Les paramètres des essais de fracturation qui ont été tentés n'ont pas été divulgués, à part un cas récent en Ohio où le responsable du puits a précisé que pour un coût a été très élevé (22 million U$), les résultats ont été décevants. Step Energy, qui a racheté GasFrac en mars 2015 après sa faillite, a depuis choisi de mettre ce procédé "aux boules à mites".

Les techniques alternatives on beaucoup de mal à s'implanter concrètement: c'est une est question de droits et brevets et surtout de rentabilité économique pour les exploitants de puits aux USA. La fracturation au propane gélifié (on écrit souvent aussi au LPG pour Liquid Propane Gas), se présente comme une technique offrant l'avantage de ne pas utiliser de l'eau, ce qui est en grande partie faux car les opérations de forage, ainsi que la fabrication du gel de propane, demandent beaucoup d'eau.

Depuis qu'il y a, comme en France (loi de 2011) des règlementations ou des lois qui limitent fortement ou qui interdisent la fracturation hydraulique, des promoteurs de tentent depuis ce temps de proposer des techniques alternatives. Les partisans de l'exploitation des hydrocarbures de shale dans les milieux politiques français fabulent sur les techniques alternatives de fracturation propres et sans risques pour l'environnement. "A beau mentir qui vient de loin": On décrit aux français ces nouveaux développements technologiques exceptionnels qui permettent un respect scrupuleux de l'environnement expérimentés avec succès au Canada ! Le comité sénatorial français en 2013 avait tenté de faire un inventaire de ces techniques très complaisant. Cependant, les industriels français eux-mêmes reconnaissent tous que la fracturation hydraulique demeure la seule technique économique, éprouvée et fiable pour leur industrie.

Cela n'a pas empêché encore récemment des promoteurs en France (ex. ministre Montembourg) de revenir avec une variante de la technique au propane trouvée aux USA, dans ce cas-ci. Depuis 2013, la firme ecorpStim dit faire de la recherche spécifiquement pour la France, avec l'heptafluoropropane (C3HF7), une variante non inflammable du propane où le fluor remplace 7 des 8 positions de l'hydrogène dans la molécule (ci-contre). Aucune utilisation réelle cependant n'a encore été réalisée et pour cause ! Ce gaz est un produit très coûteux et c'est aussi un des super gaz à effet de serre (facteur >3000 le CO2), qui a d'ailleurs été totalement interdit pour cette raison dans bien des usages industriels (ex. extincteurs chimiques). Ce serait le pire produit en fait à injecter dans le shale pour le fracturer: un bien mauvais début pour présenter la technique comme une alternative propre.

Les gros handicaps des techniques impliquant le propane relèvent d'un double problème d'acceptabilité:

- acceptabilité technique: dans un secteur industriel qui n'en a que pour la technique connue rentable, i.e. la fracturation hydraulique qui ne présente elle pas ce risque (et ces coûts) de manipulation de grandes quantités d'un produit hautement dangereux: le propane. Pour fracturer le shale dans un forage de 1000m ou plus, quel que soit le produit employé (eau ou propane) il faut injecter d'un seul coup un très grand volume. Quelques centaines de camions citernes d'eau à mélanger sur place avec quelques camions d'additifs dans le cas de la fracturation hydraulique, c'est déjà une opération complexe, mais réalisable. Si vous devez plutôt manipuler des volumes comparables donc énormes, mais de propane liquide ou en gel plutôt que d'eau, ce n'est pas une technique que vous pouvez gérer et faire accepter dans toutes les routes de campagne. Il faut bien le transporter, l'entreposer et le traiter sur place ce très grand volume; on ne parle pas ici de la bonbonne qui alimente votre BBQ !

- acceptabilité sociale: il est plus difficile encore de connaitre les additifs qui entrent dans la composition du gel de propane. Après des années, les autorités qui délivrent les permis ont enfin pu obtenir la liste des produits pour la fracturation hydraulique. On connait encore très mal l'effet environnemental de ces produits, car on commence à peine à étudier les impacts reliés aux divers produits utilisés dans la fracturation hydraulique.  Avec le nouveau venu (fracturation au gel de propane ou avec l'heptafluoropropane) on en connait encore moins. Au départ, on sait qu'on a affaire à des produits très dangereux. L'ingrédient principal: le propane est plus réglementé et plus à risque que l'eau! La fracturation au propane est au départ moins acceptable que la fracturation hydraulique pour les autorités qui donnent les permis et qui réglementent cette industrie. Sans parler de l'opposition des groupes mobilisés contre la fracturation du shale. Voir circuler des citernes de propane sur les routes est encore moins rassurant que les citernes d'eau de fracturation hydraulique.

J'ai maintes fois analysé la problématique de la fracturation du shale pour y exploiter des hydrocarbures de roche-mère; les problèmes que je mets en relief sont tous liés à la fracturation artificielle et aux fuites qui seront présentes longtemps après l'abandon des puits et à la détérioration des puits laissés à l'abandon. Quelle que soit la technique (eau ou propane) ces conclusions sont les mêmes, car il faut fracturer le shale pour l'exploiter.

** Le journaliste C. Sabourin de l'AFP a inclus dans son texte des références politiques assez incongrues qui commencent ainsi: "Le Québec devrait produire cet automne ses premiers barils d'or noir, une manne pour son gouvernement indépendantiste qui vise la souveraineté énergétique, et la consécration pour Pétrolia, premier groupe pétrolier (?) de la Belle Province." Il fournit des anecdotes financières et judiciaires que semble lui avoir relaté le pdg de Pétrolia  "...défaut de paiement du fonds d'investissement suisse Pilatus, co-fondé par l'ex-PDG d'Elf-Aquitaine Loïk Le Floch-Prigent avec l'homme d'affaire émirati Abbas Ibrahim Al Youssef (les deux hommes sont aujourd'hui en bisbille)...Je m'entends très bien avec Loïk, j'ai beaucoup d'admiration pour lui", dit M. Proulx. Malgré ses déboires avec la justice française...    "Pilatus, dont la première intention était "d'acheter Pétrolia", s'était engagé à investir 20 millions de dollars dans le projet gazier pour lequel il ne versera finalement que "trois à cinq millions...". "Pour pomper le pétrole, il faudra le libérer de la roche-mère par la fracturation par injection de gaz naturel" (et non d'eau comme c'est le cas généralement), dit M. Proulx en visant un début de la production vers 2016".  Bref, en cette fin de période creuse de l'été 2013, les médias qui n'étaient pas en vacances ont tous repris en coeur (faussetés incluses) ce qui aurait très bien pu rester un communiqué très quelconque du journaliste local de l'agence de presse française.

B)  TECHNIQUES IMPLIQUANT D'AUTRES FLUIDES

Dans le passé, on a utilisé en un nombre limité d'occasion des fluides liquides (huile, pétrole) ou gazeux (azote, air, CO2, etc.) à titre expérimental pour fracturer le roc. Tout fluide injecté avec la pression suffisante pour dépasser la pression locale au point d'injection peut en théorie ouvrir des fractures existantes. Un surplus de pression pour vaincre la résistance en traction de la roche permet de créer des nouvelles fractures et/ou de prolonger des fractures existantes. Si on prends le cas d'une section de 1000m de forage horizontal dans laquelle on veut obtenir la fracturation du shale dans un rayon de 250m, il y a environ 20000m³ (20 millions de litres) à injecter pour ouvrir des fractures dans un volume de roc de plus de 60Mm³. Le volume relatif de fluide injecté/volume du massif de roc impliqué est environ 0,03% (20Km3/60Mm3). Une partie de ce volume injecté demeure comme volume de fractures ouvertes quand l'injection cesse: environ 0,01%. C'est peu, mais suffisant pour permettre une très grande augmentation de la perméabilité et par voie de conséquences, l'écoulement des hydrocarbures vers le puits. Le fluide injecté est sorti hors du puits, mais une bonne part demeure dans le roc, absorbé par la porosité naturelle de celui-ci.

Vingt mille mètre cube de liquide ou de fluide comprimé à transporter, c'est environ six cent gros camions citernes de 35 m³ (beaucoup plus dans le cas du propane liquide où les camions sont limités à quatre ou cinq m³, ou plus de mille camions de taille standard à 15000 litres. L'eau a l'avantage de ne pas présenter trop de problèmes et de restriction de transport. Pour bien d'autres fluides, c'est plus complexe.

Outre le transport, la manipulation, la compression et l'injection du fluide est beaucoup plus problématique dans le cas où ce n'est pas de l'eau. L'efficacité du procédé pour que le fluide pénètre le plus loin possible loin dans le roc, dépend de plusieurs facteurs, notamment de la capacité du fluide à entrainer dans les fractures les petites billes solides (ou le sable) qui vont maintenir ces nouvelles fractures ouvertes quand l'injection cesse.

Toutes ces autres techniques avec divers types de fluide ont finalement été abandonnées. Seule la fracturation hydraulique avec quelques variantes dans la composition et la méthode d'injection de l'eau "slickwater" (traduction libre: eau superfluidité) est restée.

C) TECHNIQUE SANS FLUIDE

La technique de l'Arc électrique est un cas très particulier invoqué en France principalement. On doit la situer dans son contexte presqu'anecdotique. Très peu de temps après la promulgation de la loi interdisant la fracturation hydraulique, le pdg de TOTAL a rapidement annoncé avoir en main deux brevets pour une technique alternative: la fracturation par arc électrique. En fait TOTAL a utilisé les recherches d'une thèse de doctorat soutenue en 2010 par Wen Chen, chercheur en génie civil à l'Université de Pau. Cette thèse inclut un volet théorique et un volet d'expérimentation en laboratoire (photos ci-dessous tirées de la recherche de Chen 2010):

Il n'y a eu pas d'expérimentation dans le contexte réel de puits, ni d'estimé du coût de cette technique. L'arc électique produit une onde ce choc en compression qui fracture le roc. Cela fonctionne pour l'instant sur des échantillons le laboratoire dont la taille ne dépasse pas 20 cm. Il n'y a aucune chance que cela soit applicable en profondeur et dans un grand volume de roc. En profondeur le roc est très résistant en compression. Le courant et le voltage devraient être très élevés. Un coût probablement prohibitif pour une efficacité à peu près nulle pour cette technique. Pas une alternative, vraiment.