Les fuites de gaz en tête de puits ou sur les installations de surface n’apparaissent pas exceptionnelles ; un cas récent a notamment été signalé au Québec. Pour les éviter, la réalisation d’inspections périodiques des fuites de gaz pourrait utilement être prescrite à l’opérateur (ndlr: même problème de contrôle que ci-dessus)
Les microséismes directement engendrés par la fracturation hydraulique sont en général trop faibles pour pouvoir être ressentis en surface (séismes de magnitude négative sur l'échelle logarithmique de Richter). Le document du Worldwatch Institute (Addressing the environmental risks from shale gas development, Juillet 2010) fournit les magnitudes enregistrées sur un site de Barnett shale, qui s'étalent entre – 3.6 et –1.6.
La question de la génération indirecte de séismes plus importants est différente. Un document du Worldwatch Institute cite le cas d'un séisme de magnitude 3.3 (pouvant être ressenti par la population, mais sans causer de dégâts) à Cleburne, Texas. Les sismologues de l'université du Texas n'ont pas établi de lien convaincant entre l'exploitation des gaz de schiste de Barnett et cette sismicité, mais la ré-injection d'eau dans de nombreux puits (200) après exploitation pourrait en être la cause.
Dans une région comme la Haute-Savoie, déjà étouffée par le trafic routier, aux infrastructures largement insuffisantes, il y a de quoi s'inquiéter…La principale nuisance tient aux nécessités de transport. On estime que la réalisation d’un puits de recherche (avec un drain horizontal et fracturations) nécessite entre 900 et 1300 voyages de camion, dont 500 à 600 voyages de camions-citerne.
Un résumé des problèmes relevés par le rapport:Quand bien même de strictes procédures de contrôle seraient établies et respectées, un certain nombre d'incertitudes demeurent concernant notamment les risques de pollution liés au processus de fracturation hydraulique.
2.4.3/ Les risques de contamination des eaux
Trois types de polluants potentiels sont à considérer :
- les additifs chimiques utilisés pour la fracturation hydraulique,
- les hydrocarbures de la roche-mère,
- les substances présentes dans la roche-mère.
[…]
Les cibles concernées intègrent les eaux de surface et les différents aquifères.
La nappe phréatique, qui se situe dans une zone proche de la surface, peut être affectée par des travaux de recherche ou d’exploitation d’hydrocarbures de roche-mère de trois manières : en raison du forage qui la traverse, par suite d’incidents dans le stockage ou le dépotage des liquides stockés en surface, et comme conséquence immédiate et à moyen terme des opérations de fracturation hydraulique. On considèrera successivement les différents types de risques de contamination.
PropositionFaire dresser une liste des molécules (une vingtaine) dont l’emploi sera autorisé dans les opérations de fracturation hydraulique. Introduire cette liste dans le titre forage du RGIE pour lui donner force réglementaire.
Remontée le long du forage
N'oublions pas ici que 0.5% du liquide de fracturation contient un cocktail de produits chimiques! (voir cet autre post sur le sujet)Pendant les opérations de forage, la nappe phréatique traversée est isolée du puits en cours de réalisation par la boue de forage. La nappe est ensuite isolée du puits par un cuvelage en acier et la boue de forage est remplacée par du ciment. La qualité de la cimentation est vérifiée par diagraphie.
La réalisation d’un forage fragilise les roches adjacentes et peut contribuer à la création d’un chemin préférentiel de communication de la nappe avec d’autres horizons. Ce risque n’est évidemment pas spécifique aux forages pétroliers ou gaziers.Conscients de cette fragilité, les Pouvoirs publics français ont étroitement encadré par voie réglementaire (titre forage du RGIE) les pratiques à respecter en matière de cuvelage et de cimentation. La police des mines examine systématiquement les diagraphies réalisées. Ce dispositif réglementaire a démontré son efficacité : sur les 2 000 puits pétroliers forés dans le bassin parisien, un seul puits de production de brut foré dans les années 1990 s’est révélé légèrement fuyard bien que fermé et a conduit à une légère contamination de la nappe phréatique.
Si l’on souhaite aller plus loin et obtenir l’assurance de la non-communication d’une nappe phréatique avec le puits ou avec une autre nappe aquatique plus profonde, il est possible d’installer un dispositif de contrôle piézométrique (niveau et qualité de l'eau).
Déversement de liquides en surface
La seconde cause de pollution possible d’une nappe phréatique par des travaux miniers résulte d’incidents se traduisant par le déversement de liquides (huile de moteur, pétrole brut, adjuvants de fracturation, effluents, ...) sur le sol. S’agissant des hydrocarbures de roche-mère, ce risque est amplifié du fait de l’emploi de grandes quantités de produits de fracturation et de la nécessité de stocker des volumes importants d’effluents.
Il serait vain d’espérer éviter toute erreur de manipulation au cours d'une exploitation avec de multiples plateformes de forage. On peut toutefois exiger des opérateurs diverses mesures d’organisation propres à permettre d’en réduire la fréquence et d’en diminuer les effets.
Les risques liés à la phase de fracturation hydraulique : connexions entre formations profondes et celles de surface engendrées par la fracturation
On peut craindre que la fracturation hydraulique engendre ou active des failles ou des fissures telles que le fluide de fracturation ait la possibilité de migrer vers des nappes d’eau souterraines.
La mission constate tout d’abord que le phénomène de propagation des fissures est mal connu desPropositionExiger l’installation de piézomètres dans les nappes phréatiques traversées par les forages de recherches d’hydrocarbures de roche-mère.PropositionExiger que la demande d’ouverture des travaux miniers précise les mesures prises pour éviter le déversement sur le sol des fluides autres que l’eau, exiger des sous-traitants d’être certifiés ISO 9000 de manière à avoir l’assurance de la qualité de leurs prestations, exiger que tout déversement constaté soit systématiquement signalé à la police des mines.
Des études à ce sujet ont été lancées aux États-Unis (EPA) et au Canada (BAPE).
La mission observe par ailleurs que les risques de contamination des eaux varient considérablement d’un milieu à un autre. Dans le bassin parisien, la roche-mère visée (le Lias) est séparée par plusieurs centaines de mètres de matériaux des aquifères non salés : le risque est faible, voire nul, d'autant plus que, après la phase de fracturation, le gradient de pression oriente les fluides vers le puits. En revanche, dans d’autres régions, karstiques par exemple, où l’enfouissement de la roche- mère est moins profond, où des remontées d'eaux profondes existent localement à l'état naturel et où les caractéristique des formations géologiques moins bien connues, le risque doit être évalué avant de procéder aux fracturations.Dans la présente phase d’expérimentation des techniques de fracturation hydraulique en France, la mission estime nécessaire que les opérateurs pétroliers et les services chargés de la police des mines puissent avoir connaissance des résultats effectifs de l’opération. Les techniques de micro-sismique permettent notamment de visualiser l’étendue du système de fissuration créé.
Surface : gestion et traitement des eaux usées, accidents : les effluents de la fracturation hydraulique
Comprenez: il y aura un impact sur l'environnement, il faudra essayer de le minimiser.Le fluide et les boues récupérés en surface après une ou plusieurs opérations de fracturation contiennent des substances diverses : résidus plus ou moins dégradés des adjuvants de fracturation, débris de forage, résidus d’hydrocarbures, additifs chimiques, substances recueillies au contact de la roche-mère (métaux lourds). La composition de ces effluents, variable selon les caractéristiques de la roche-mère explorée et des adjuvants de fracturation employés, semble encore mal connue si l’on en juge par la littérature consultée par la mission. Il en résulte des incertitudes sur les dispositions à prendre pour l’enfouissement des boues et le traitement des effluents, dans les meilleures conditions de protection de l’environnement.
En France, selon le BRGM et l'INERIS, les caractéristiques chimiques des roches-mères recherchées (notamment le schiste-carton du Toarcien) sont insuffisamment connues à ce jour pour prévoir la composition des effluents résultant de la fracturation.PropositionDans la demande d’autorisation d’ouverture de travaux miniers, exiger la présentation d’une évaluation des risques de contamination basée sur la situation géologique et hydrogéologique du territoire prospecté. Faire examiner cette étude par le comité scientifique dont il est proposé la création.PropositionRendre obligatoire la surveillance par micro sismique des premières opérations de fracturation hydraulique.PropositionConfier à un organisme spécialisé une étude sur les propriétés physico-chimiques des roches-mères explorées et le lessivage des métaux lourds qu'elles contiennent.PropositionPrescrire aux opérateurs pétroliers et gaziers des analyses périodiques de leurs effluents et l’établissement d’un plan de gestion de ces boues et effluents.
2.4.1/ Les besoins en eau
La ressource en eau
Il serait évidemment inacceptable que les prélèvements des grandes quantités d’eaux nécessaires aux fracturations hydrauliques puissent s’opérer au détriment d’autres acteurs économiques.
Les additifs chimiques utilisés dans la fracturation
Si l’on a utilisé dans le passé aux Etats-Unis plus de 700 produits chimiques différents, plus ou moins nocifs pour l’environnement, et cela de manière non transparente, comme adjuvants pour les opérations de fracturation de roche-mère, la situation s’est aujourd’hui considérablement assainie.
Selon l’EPA, les opérateurs miniers et des experts du pôle Avenia, rencontrés par la mission, il est possible pour réaliser une opération de fracturation dans de bonnes conditions, de n’utiliser, outre l’eau et les agents de soutènement, "qu’une douzaine de produits" (guillemets ndlr), conformément au tableau ci- après (1 gallon = 3,79 litres).
Si l'on fait le calcul, il s'agit quand même de 50 à 100 mètres cubes de produits chimiques dans le sous-sol profond par injection… Le rapport sous-estime donc les quantités, sachant que les membres du gouvernement ne feront pas le calcul.Certains de ces produits sont d’usage courant depuis des décennies dans l’industrie pétrolière et gazière conventionnelle, ainsi que dans l’exploitation des puits géothermiques dans le bassin parisien. Il en est ainsi par exemple des inhibiteurs de corrosion et des biocides.
Les quantités d’adjuvants de fracturation utilisées sont faibles si on les exprime de manière relative : de l’ordre de 0,5 % du volume du fluide de fracturation. Elles sont importantes si on les considère de manière absolue : quelques dizaines de mètres cubes pour un puits.
Les risques pour l’homme ou l’environnement qui s’attachent à l’usage de ces produits peuvent être relativisés : ces produits sont destinés à être introduits dans un milieu situé à 2000 mètres de la surface et déjà fortement imprégné d’hydrocarbures.
Que penser de cette dernière phrase (soulignée par mes soins…)?C’est seulement en cas d’incident qu’ils peuvent entrer en contact avec des milieux fragiles à protéger.
Un dispositif dérogatoire pourrait être prévu afin d’autoriser, à titre exceptionnel, un opérateur à utiliser un produit non visé par la liste des produits autorisés à la double condition de la démonstration par le demandeur de l’innocuité du produit concerné et de l’accord du Comité scientifique.
Les opérations complexes de fracturation (variation de la pression, des débits, de la composition des différentes strates du fluide de fracturation, ..) dépendent des caractéristiques de la roche à fracturer.Un bémol, et de taille lorsqu'il s'agit de prendre une décision mettant en jeu un aussi grand nombre de puits que celui qui est envisagé:
Les fractures et les fissures créées dans la roche-mère sont généralement une longueur de quelques dizaines de mètres et peuvent atteindre 100 m. Les opérateurs sont capables de générer des fissures pouvant atteindre quelques centaines de mètres. Le processus de fracturation est piloté depuis la surface par un opérateur en agissant sur la pression et le débit du fluide de fracturation injecté. L’opérateur applique un protocole préalablement défini. Le développement de la fracturation peut être contrôlé en temps réel en utilisant un dispositif de micro-sismique qui détecte et visualise la position des fissures crées.
L’expérience et le tour de main des opérateurs de fracturation ont une grande influence sur l’efficacité des travaux et donc le pourcentage du gisement récupérable.
A la lumière de ses auditions, force est à la mission de constater que, au-delà des principes, les détails des techniques de fracturation utilisées par les grandes sociétés de service susceptibles d’intervenir en France sont mal connus de nos organismes techniques et même, ce qui est plus surprenant, des opérateurs pétroliers disposant de titres de recherches d’hydrocarbures de roche- mère dans notre pays et qui font appel à leurs services.Autrement dit: "faites-nous confiance: on ne sait pas comment nos sous-traitants font, mais tout ira bien"
Il est vrai que ces techniques sont considérées par les sociétés de services de fracturation comme faisant partie de leurs secrets industriels, que les progrès techniques sont très rapides en ce domaine et que rares ont été les opérations de fracturation en roche-mère réalisées dans notre pays. Aucune société de service en fracturation ne dispose de base technique en France.
Le fluide de fracturation : pressions, volumes d’eau injectés
Ces volumes d'eau sont à mettre en regard de la sécheresse qui sévit cette année, dont on ne sait évidemment pas si elle va se résorber ou s'aggraver…Le fluide de fracturation est constitué essentiellement d’eau. Selon l’IFPEN, la quantité d’eau nécessaire au forage et à la fracturation d’un puits de gaz de roche-mère serait comprise entre 10 000 et 20 000 m3 (soit à peu près la consommation mensuelle d'une ville de 2000 habitants). Ce volume se décompose de la manière suivante : 1000 à 2000 m3 d’eau seraient nécessaires pour le forage d’un puits, chaque fracturation requiert l’usage d’environ 1500 à 2000 m3 d’eau et chaque drain fait l’objet de 8 à 10 fracturations en moyenne sur la base d’un drain de 1000 m environ.
