Gaz de schiste : « la fracturation hydraulique est incontournable », selon Christophe Hecker

Christophe Hecker, multientrepreneur, fondateur de l'entreprise US Oil Invest, qui réalise des projets immobiliers dans les régions pétrolières américaines, et auteur du livre "Gaz et pétrole de Schiste, révolution planétaire et déni français" estime que la France nie un phénomène -l'essor des pétroles et gaz de schiste -  qui a pourtant révolutionné l'économie du pétrole. En quelques extraits choisis de son livre, il nous livre quelques clés pour comprendre où en sont les recherches d'alternatives à la fracturation hydraulique.

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Gaz de schiste : « la fracturation hydraulique est incontournable », selon Christophe Hecker
Forage de gaz de schiste en Pennsylvanie, USA

"L’essor phénoménal des gaz et pétrole de schiste aux États-Unis et les révolutions énergétique et économique qu’il induit sont dus à la combinaison de deux techniques : le forage horizontal et la fracturation hydraulique. Si le forage horizontal ne souffre pas de contestation du point de vue de son efficacité et de son impact environnemental, il n’en est pas de même pour la fracturation hydraulique, pour laquelle les recherches de techniques alternatives sont nombreuses. Elle peut en effet s’avérer inadaptée dans certains cas, notamment dans des régions soumises au stress hydrique où la forte consommation d’eau peut être préjudiciable. Par ailleurs, l’eau s’avère ne pas être le meilleur moyen pour optimiser la productivité d’un puit. En effet, les industriels ont fait le constat qu’elle endommageait la roche au moment de la fracturation et qu’elle pouvait donc conduire à obstruer des fissures créées, empêchant ainsi ces dernières de laisser le pétrole s’échapper.

La stimulation de la roche-mère, un passage obligé

Avant de passer en revue les alternatives à la fracturation hydraulique, rappelons simplement que la stimulation de la roche-mère par des micro-fissures (ce que permet donc la fracturation hydraulique) est l’étape cruciale de l’exploitation des gaz et pétrole de schiste. Sans elle, cette industrie n’existerait d’ailleurs pas puisque la densité de la roche la rendrait inexploitable. C’est donc bel et bien un passage obligé. Là aussi, les États-Unis sont les fers de lance dans la recherche d’alternatives. Les industriels eux-mêmes n’ont pas tardé à chercher des solutions, avant toute réglementation. Cette initiative a été motivée par une quête de meilleure productivité, par une approche responsable par rapport à l’environnement, mais aussi par intérêt économique bien entendu puisque les opérateurs se savent sous surveillance des pouvoirs publics et tentent donc d’anticiper la régulation. Ils savent que, sans une dimension « protection de l’environnement », ils s’exposent à des décisions mettant en péril leur industrie et ils scieraient la branche sur laquelle ils sont assis.

On peut distinguer deux catégories d’alternatives : la modification totale du procédé de fracturation (la fracturation par arc électrique, la fracturation par procédé thermique, ou la fracturation pneumatique, NDLR) et la modification portant uniquement sur le fluide de fracturation.

Modifier le fluide de fracturation : la fracturation au propane

Arrêtons-nous brièvement sur la fracturation au propane qui semble à ce jour être l’alternative la plus aboutie. Le propane est utilisé depuis bientôt 40 ans dans le cadre de la production de réservoirs conventionnels et n’a pas conduit à des problèmes opérationnels notables. À partir de décembre 2007, la compagnie canadienne GasFrac l’a utilisé dans un contexte de production de roche-mère. Le propane est utilisé sous forme gélifiée et en présence de sable. Depuis cette date, près de 2 500 stimulations ont été effectuées avec succès sur près de 600 sites et donc dans des contextes géologiques variés. À l’injection, tout comme pour la stimulation hydraulique, il est nécessaire d’accroître la viscosité du propane pour pouvoir transporter le sable sous forme dispersée. Pour ce faire, le propane est "gélifié" par l’adjonction d’agents "réticulants" tels que des oxydes de magnésium ou des sulfates de fer en présence d’esters. Le propane étant miscible avec les hydrocarbures (gaz ou pétrole) à produire, le gel se dissout lors de la production, évitant de recourir à des agents chimiques supplémentaires. Le propane est produit avec les hydrocarbures. Au cours de la remontée dans le puits, la pression décroît et le propane devient gazeux. Il est alors aisément séparé en surface des hydrocarbures et récupéré à plus de 95 %. Il peut être recyclé quasi intégralement pour une autre opération de stimulation.

La stimulation au propane présente plusieurs intérêts :

  • elle répond au défi de la consommation d’eau, notamment lorsqu’il s’agit d’opérer dans des zones à fort stress hydrique ;
  • elle exige moins d’adjuvants chimiques ;
  • elle nécessite des opérations de séparation en surface simplifiées.

L’empreinte environnementale de la stimulation au propane est réduite du fait des caractéristiques rappelées ci-dessus et du fait de volumes réduits à gérer et donc d’un besoin en transport réduit. La stimulation au propane exige cependant de recourir à des procédures spécifiques telles que l’injection d’azote préalable pour encadrer les opérations de surface du fait de l’inflammabilité du produit. Hormis cet aspect, les conditions opératoires sont peu différentes de celles utilisées dans le domaine de la production de gaz classique.

25 à 30 % des forages canadiens utiliseraient des gaz liquides à la place de la fracturation hydraulique

L’utilisation des gaz liquides permet de se passer complètement d’eau et d’additifs. On appelle aussi cela des "fluides énergisés". Pour les mousses, la réduction est de 80 % du volume d’eau nécessaire et elles sont gélifiées à l’aide de dérivés de la gomme de guar. L’ironie veut que ce soit un jeune Français, étudiant à l’Université d’Austin au Texas, qui soit en pointe sur ce sujet, puisqu’il a réalisé une thèse sur le développement récent de l’utilisation de la fracturation à base de propane, de dioxyde de carbone et d’azote, sous forme liquide ou de mousse. Il en ressort que, pour l’heure, seuls 2 % à 3 % des forages utilisent des fluides énergisés. Cette proportion serait de l’ordre de 25 % à 30 % au Canada. La limitation de ces techniques vient de leur coût, plus élevé que l’utilisation de l’eau. Néanmoins, la part du recours à ces fluides augmente sensiblement ces derniers temps. Le rapport de Jean-Claude Lenoir et Christian Bataille fait ainsi état d’intenses recherches menées outre-Atlantique pour diversifier les fluides de fracturation : la société Chimera Energy Corp développe une technique de fracturation à l’hélium, gaz inerte, mais rare et probablement coûteux. La société ecorpStim a mis au point une technique d’extraction à l’heptafluoropropane, propane fluoré dont le principal intérêt est d’être ininflammable, tout en se comportant, par ailleurs, comme le propane gélifié. Enfin, le département de l’énergie des États-Unis (DoE) finance actuellement une recherche de l’École des Mines du Colorado sur une technique cryogénique de fracturation. Le but est d’éliminer le besoin en eau et les effets liés à cette utilisation.

En Pologne, la fracturation au CO2

En Pologne aussi, dans le même esprit, des laboratoires ont entrepris des travaux sur des techniques alternatives à la fracturation hydraulique, susceptibles d’accroître la productivité des puits et de réduire l’empreinte environnementale de l’exploitation. Outre les études menées sur la fracturation pneumatique, ils travaillent sur la séquestration souterraine du CO2 associée à la récupération de gaz de roche-mère. Cette dernière n’utilise pas d’additifs chimiques, mais seulement du sable pour maintenir les fissures ouvertes. Elle aboutit à la séquestration du CO2 injecté. Le procédé n’est pas explosif car la montée en pression du CO2 injecté est lente. Les fissures créées sont plus courtes, plus denses et plus contrôlables que celles créées par fracturation hydraulique. Elles présentent la caractéristique de s’étendre dans toutes les directions à partir du puits horizontal, et pas seulement perpendiculairement au forage.

Au fur et à mesure des expériences, la technologie au propane progressera très vite

Entre la fracturation pneumatique, thermique ou par arc électrique, ou encore l’utilisation de l’hélium, de l’azote ou de CO2 comme fluides de base, les alternatives ne manquent pas, mais ne sont à cette date qu’au stade de la recherche et développement et de fait loin d’une utilisation massive dans l’exploitation des gaz et pétrole de schiste. La fracturation hydraulique est donc incontournable aujourd’hui puisqu’elle demeure la plus majoritairement utilisée par les opérateurs, mais elle sera de plus en plus talonnée par la fracturation au propane qui s’avère plus propre et de nature à augmenter la productivité des puits. À mesure que les compagnies développeront son utilisation, ils bénéficieront d’un effet d’expérience considérable sur cette technique, ce qui contribuera à la rendre toujours meilleure et plus responsable. Comme souvent dans le domaine du gaz et du pétrole de schiste, tout cela progressera sûrement très vite."

Christophe Hecker

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