Une réplique d'un groupe pro-gaz: l'Institut économique de Montréal (IEDM)

Le journal La Presse a publié ce lundi 5 octobre ce qui se veut une réplique pro-gaz à mon propre texte publié une semaine avant. Comme l'Institut économique de Montréal (IEDM) fait la promotion de l'industrie des hydrocarbures depuis sa création en 1987; je m'attendais à voir une réplique plus étoffée. Le texte de Gabriel Giguère se limite à des arguments qui ont peu de rapport à l'exploitabilité de l'Utica. Je crois important d'en souligner les incongruités et les faiblesses.

Le texte de M. Giguère est en entier ci-dessous ; j'ai ajouté en rouge mes commentaires.

LE QUÉBEC PEUT ENCORE FAIRE LE CHOIX DE LA PROSPÉRITÉ - Gabriel Giguère, IEDM

Avec le retour du gaz naturel dans le débat politique québécois, il n’a pas fallu attendre bien longtemps avant de voir les activistes ressortir leur même vieux disque. Au cas où ce serait ce qu’il suggère, car je suis le seul qu'il mentionne plus bas dans son texte, je tiens à préciser que je suis un expert indépendant, pas du tout un activiste.

Pourtant, la mise en valeur du gaz se trouvant dans notre sous-sol représente une occasion en or pour accroître la prospérité des Québécois. On a vu par le passé qu’un bon nombre d’investisseurs étaient prêts à risquer leur propre argent pour le développer et créer de bons emplois, bien rémunérés, un peu partout au Québec. Certes entre 2006 et 2012 on a vu affluer au Québec des compagnies, certaines locales, certaines de l’Alberta;. Elles étaient attirées ici par des prix de permis ridiculement bas (10¢ par hectare), des subventions, des avantages fiscaux très généraux et une réglementation déficiente leur permettant d’aller partout sans même avertir les communautés. Très tôt après les premiers forages, les résultats bien en dessous de leurs projections ont fait qu’elles ont plié bagage dès 2012 en rayant de leur bilan la valeur de leurs actifs au Québec. Elles ont alors cédé leurs permis à Questerre et à quelques petits joueurs locaux. Ces derniers ont intenté une poursuite de 18G$ contre le Québec pour l'annulation de ces permis et perte de revenus anticipés, une poursuite encore pendante devant les tribunaux. Ils ont donc tout intérêt à s’activer pour ramener la fiction d’un gisement contenant des milliards sous nos pieds.

Un mot sur les bons emplois:  à l’époque, c’est de l’extérieur du Québec que sont débarqués ici les équipes spécialisées pour y faire 24h/24 la bruyante fracturation hydraulique.

Quant à l'expression "risquer leur propre argent", M. Giguère sait sans doute que pour chaque $5,00 dépensé au Québec en exploration de 2006 à 2009, l'ensemble des divers avantages fiscaux, subventions et autres leur retournait $5,12 tel que l'a analysé la firme Ross Smith de Calgary. C'était donc l'argent des contribuables en fait.

Pages 24 et 25 de la présentation de Trevor Sloane, vice-président aux finances de la firme Ross Smith de Calgary, lors du premier congrès de l'Association Pétrolière et Gazière du Québec (APGQ). Il y vante la situation très avantageuse de l'Utica du Québec, où chaque tranche de $5 dépensé en exploration a un retour de $5,12 !

Et si le gouvernement n’avait pas adopté une série de lois toujours plus restrictives – allant jusqu’à interdire la recherche de gaz dans le sous-sol québécois –, il y a fort à parier que le Québec pourrait aujourd’hui bénéficier de la croissance de la demande internationale en gaz naturel. Faux: les activités dans l’Utica n’aurait jamais atteint l’étape de la production.

Pourtant, certains tentent toujours de prétendre, en s’appuyant sur des chiffres vieux de plus d’une décennie, que le Québec ne serait pas en mesure de tirer son épingle du jeu dans ce secteur. Ou peut-être le font-ils par altruisme envers ces pauvres investisseurs, qui seraient prêts à risquer leur propre argent pour développer le Québec. Qui sait ? Ici aussi l'expression "leur propre argent" n'est pas de mise. Ce que cherchent à nouveau les promoteurs est tout autre: obtenir encore et toujours plus d'argent du gouvernement du Québec.

Un exemple récent de ces vieux chiffres provient d’un billet d’opinion écrit par un professeur retraité, Marc Durand, paru dans ces pages le 28 septembre dernier. En se basant sur les données de production d’un seul puits d’exploration, dont le forage a commencé en 2007, il prétend qu’il serait impossible pour une entreprise de faire de l’argent avec le gaz naturel québécois. Les opérations de forage du A275 : début 26 sept 2009  -  fin 27 novembre 2009; les opérations de fracturation ont eu lieu en 2010.

Si l’argument semble à première vue convaincant, il faut reconnaître que la technologie d’extraction n’est pas la même aujourd’hui qu’elle l’était en 2007. Une estimation prédisait que ce puits expérimental pourrait produire 1,3 milliard de pieds cubes de gaz naturel. Pour mettre le chiffre en perspective, c’est suffisamment d’énergie pour chauffer environ 25 000 résidences québécoises pendant une année. Ressources naturelles Canada indique qu'il faut environ 94 800 pi³/an pour chauffer une maison unifamiliale moyenne neuve; dans ce cas :1 300 000 000 ÷ 94 800 ≈ 13 700 maisons.

En fonction des coûts de l’époque, cependant, le professeur estime que ce puits n’aurait pas été en mesure de rembourser les coûts de forage et d’exploitation. Au 5 octobre 2026, le prix Henry Hub est d'environ 3,07 $US/Mpi3 ce qui donne 4,05M $US pour 1,3 milliard pi cu de gaz (1,3 Bcf). En 2010, le prix était de 4,37U$/Mpi3. Pour les mêmes 1,3 milliard de pi³ on avait 5,68M $US il y a seize ans. À l’époque comme en 2026 ce prix est vraiment beaucoup trop bas. C’est même 30% de moins en 2026 pour payer simplement le coût du forage (environ 10M U$).

Je n’ai présenté les données que du puits A275 car l’industrie n’a publié une courbe de production que pour ce puits en indiquant que c’était là le meilleur puits. J’ai pu trouver, dans des communiqués de presse des exploitants à l’époque, quelques données fragmentaires seulement pour certains des 17 autres puits (de ~moitié moins productifs à zéro productif selon les cas). 

Les exploitants ont eu des nombreuses occasions de présenter des données probantes dans leurs mémoires devant les nombreuses instances gouvernementales (BAPE deux fois, ÉES deux fois aussi) entre 2010 et 2016. Ils ont gardé ces mauvais résultats pour eux.

Or, il faut comprendre que le potentiel d’un gisement peut évoluer. Certains puits forés dans une formation rocheuse similaire en Ohio et en Pennsylvanie montraient une performance semblable à l’époque. En 2016, la région produit 8,5 milliards de pieds cubes de gaz naturel par jour ! Et les producteurs ne semblent pas déficitaires non plus. Ce n’est pas du tout scientifique de comparer le pseudo gisement de l’Utica du Québec avec ce qui se fait dans un autre gisement en Pennsylvanie et en Ohio, dans un autre contexte géologique à plus de 1000Km. Chaque gisement ou pseudo-gisement a ses caractéristiques propres; il y a plus de 600 bassins de shale dans le monde; un très faible pourcentage a les caractéristiquues géologiques requises pour devenir un gisement exploitable. De plus M. Giguère présente ici une valeur pour l’ensemble de la région, sans aucune précision sur le nombre de puits, etc. La meilleure valeur mesurée dans l'Utica du Québec 1,3 Bcf (milliards pi cu de gaz)  est beaucoup plus faible que ce que donnaient en moyenne les puits de même taille aux USA: Marcellus: entre 3 et 4 Bcf;  Haynesville: 4 à 7 Bcf;   Eagle Ford: 4 à 5,5 Bcf. Il est faux de prétendre que l'Utica du Québec serait comparable aux gisements exploités aux USA, d'autant plus que la valeur 1,3 Bcf n'est pas la moyenne des 18 puits testés, mais la meilleure valeur trouvée.

Le problème de l’argument de M. Durand est qu’il présuppose un potentiel technologique fixe (Faux: dans mon texte j’ai écrit ceci: «il n’y a pas eu d’amélioration significative»; je n’ai pas décrit le potentiel technologique « fixe ». Cela s’est amélioré certes un peu, mais vraiment pas assez pour modifier mon analyse). C’est un peu comme s’il affirmait que, puisque le premier iPhone n’est pas assez puissant pour faire fonctionner ChatGPT, les nouvelles générations d’iPhone ne le seront pas non plus. Tout comme les téléphones se sont améliorés au fil des ans, la technologie permettant l’extraction de gaz naturel a aussi changé. Les coûts sont plus bas, le forage horizontal permet à un seul puits d’aller chercher la ressource plus loin, et les méthodes d’extraction sont plus précises et efficaces. Je constate que l’auteur n’a pas vraiment d’expertise, ou de données géotechniques pour analyser cette question, car son argument se limite au iPhone ! Les foreurs de 2026 vont être sans doute contents de regarder leur iPhone le plus récent pendant que la machine travaille, mais l’argument que M. Giguère apporte ici n’a aucun lien avec ce qu’il devrait discuter.

La technique de fracturation hydraulique certes évolué depuis 2010, mais nullement de façon comparable aux téléphones cellulaires. On constate que la production par puits a environ doublé, mais essentiellement parce que les extensions horizontales sont plus longues*. Il y a donc par puits plus de stages de fracturation, plus de propant (sable et additifs) et plus de fluide de fracturation. Ça donne plus de gaz produit par puits, mais c’est parce que l’étendue couverte par un puits est plus étendue. Il n’y a cependant pas plus de gaz dans le shale et la proportion qui est récupérable reste sensiblement la même. Si votre moissonneuse fauche 12 m de large au lieu de 6 m, cela donne un intérêt pour les coûts de récolte, la production augmente par machine, mais cela n’augmente pas la quantité de blé que vous pouvez récolter dans une même superficie.

Une chose qui n’a pas changé, cependant, c’est à quel point la ressource voit sa demande croître. En 2007, le monde consommait 106 billions (106 083 milliards) de pieds cubes de gaz naturel. En 2024, c’était 149 billions de pieds cubes. D’après les prévisions récentes, la consommation atteindrait 198 billions de pieds cubes en 2050. Le fait que la demande augmente dans le monde n’augmente en rien la quantité de gaz qui s’est accumulé dans l’Utica au cours des millions d’années lors de la période géologique de l’Ordovicien. C’est plutôt du côté du prix du gaz qu’on devrait évaluer l'impact de l'augmentation de la demande. 

À cela s’ajoute le fait que de nombreux pays européens et asiatiques cherchent à diversifier leurs approvisionnements, en privilégiant des sources de gaz provenant de partenaires commerciaux stables et fiables - comme le Québec et le Canada.

Au cours des derniers mois, notamment, nous avons pu voir des entreprises gazières allemandes et britanniques s’engager à acheter des volumes de gaz naturel liquéfié dans des projets en développement en Colombie-Britannique pour s’assurer un approvisionnement. C’est un fait; l’ouest canadien produit du gaz depuis des décennies en grande quantité. À une époque encore récente on devrait souvent bruler l’excédent à la torchère faute de débouchés locaux. Cette abondance de gaz bon marché existe ailleurs dans le monde. Ce sont le coûts de liquéfaction (énorme) et de transport qui expliquent les prix élevés pour certains marchés. Le pseudo gisement de l’Utica n’est pas du tout comparable à ce qui existe ailleurs en Amérique du Nord.

Si nous sommes passés à côté d’une belle occasion d’enrichir le Québec au cours des dernières années, la bonne nouvelle est qu’il n’est toujours pas trop tard pour se rattraper. Ce serait catastrophique de forer à perte des nouveaux puits.

Espérons que cette fois-ci sera la bonne, et que le prochain gouvernement saura rouvrir la porte à cette filière prometteuse pour le Québec ! Cette filière n’est pas du tout prometteuse. La décision de l’enterrer en 2022 a été prise après douze ans d’études diverses, très sérieuses où l’opportunité a été donné à tous de s’exprimer. Le nouveau gouvernement ne la déterrera pas, malgré les souhaits de l'IEDM.

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* Dans certains champs de gaz de schiste où on fait des puits depuis plus de vingt ans, les parties horizontales des puits atteignent parfois 5 Km. Cette amélioration de la technique rencontre maintenant une limite mécanique. 1) Le train de tiges frotte beaucoup plus sur les parois rocheuses du trou. 2) les vibrations du train de tiges deviennent excessives. 3) Les zones d'instabilité locale des parois du forage augmentent en proportion de la distance; ces zones peuvent coincer, même bloquer le train de forage. 4) les débris de forage s'accumulent plus dans la section horizontale et les boues de forage, qui ont comme rôle de les évacuer, fonctionnent moins bien dans les sections longues.   5) Il est très complexe et coûteux de descendre le tubage dans les sections longues. 6) Les forages dévient de leur orientation prévue; le foreur doit mesurer au front de trou la déviation et appliquer pour la suite une correction d'orientation; toutes ces mesures techniques (mesures-corrections) sont possibles, coûteuses et indispensables, sinon la fracturation ne se retrouvera plus dans la bonne couche géologique. 7) La probabilité de perte du forage, donc la nécessité de le reprendre à zéro à côté, augmente. La perte d'un puits pour un blocage impossible à corriger, cela existe depuis toujours, mais c'est beaucoup plus sérieux dans les forages très longs, car ils sont très coûteux. Pour toutes ces raisons, l'amélioration technique que représente les forages très longs n'est appliquée concrètement que dans 15 % des nouveaux forages. Ce n'est pas parce qu'une technique existe que les exploitants choisissent automatiquement de l'appliquer.

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.