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N° 1581
CONSTITUTION DU 4 OCTOBRE 1958 QUATORZIÈME LÉGISLATURE |
N° 174
SESSION ORDINAIRE DE 2013-20134 |
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Enregistré à la Présidence de
l'Assemblée nationale
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Enregistré à la Présidence du
Sénat
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OFFICE PARLEMENTAIRE D'ÉVALUATION
DES CHOIX SCIENTIFIQUES ET TECHNOLOGIQUES
RAPPORT
sur
LES TECHNIQUES ALTERNATIVES À LA FRACTURATION HYDRAULIQUE POUR L'EXPLORATION ET L'EXPLOITATION DES HYDROCARBURES NON CONVENTIONNELS
Par MM. Jean-Claude LENOIR, sénateur, et Christian BATAILLE, député
Composition de l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques
Président
M. Bruno SIDO, sénateur
Premier Vice-président
M. Jean-Yves LE DÉAUT, député
Vice-présidents
M. Christian BATAILLE, député M. Roland COURTEAU, sénateur
Mme Anne-Yvonne LE DAIN, députée M. Marcel DENEUX, sénateur
M. Jean-Sébastien VIALATTE, député Mme Virginie KLÈS, sénatrice
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DÉPUTÉS |
SÉNATEURS |
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M. Denis BAUPIN M. Alain CLAEYS M. Claude de GANAY Mme Anne GROMMERCH Mme Françoise GUEGOT M. Patrick HETZEL M. Laurent KALINOWSKI M. Alain MARTY M. Philippe NAUCHE Mme Maud OLIVIER Mme Dominique ORLIAC M. Bertrand PANCHER M. Jean-Louis TOURAINE |
M. Gilbert BARBIER Mme Delphine BATAILLE M. Michel BERSON Mme Corinne BOUCHOUX M. Marcel-Pierre CLÉACH Mme Michèle DEMESSINE Mme Chantal JOUANNO Mme Fabienne KELLER M. Jean-Pierre LELEUX M. Jean-Claude LENOIR Mme Marie-Noëlle LIENEMANN M. Christian NAMY M. Jean-Marc PASTOR Mme Catherine PROCACCIA |
AVANT-PROPOS
En déposant, en juin 2013, un rapport d'étape sur la question des méthodes d'extraction des hydrocarbures non conventionnels, l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques avait souhaité verser une contribution au débat national sur la transition énergétique. Les recommandations adoptées à l'issue de ce débat évoquent l'utilité d'une étude d'impact global des « gaz de schiste » qui pourrait ainsi éclairer sur les conséquences (environnementales, économiques) d'une éventuelle exploitation dans notre pays, même si cette proposition, quoique majoritaire, est restée controversée et que l'opportunité d'une telle étude n'a pas été partagée par l'ensemble des participants 1 ( * ) .
Par la suite, nos collègues Bruno Sido, président, et Jean-Yves Le Déaut, Premier vice-président de l'Office parlementaire, ont réalisé un rapport sur la transition énergétique à l'aune de l'innovation et de la décentralisation, qui évoque les conclusions du rapport d'étape 2 ( * ) .
Depuis ce dernier, vos rapporteurs ont poursuivi leurs auditions, accompli une mission aux États-Unis en juillet, un déplacement en septembre à Montpellier au sujet des bassins du sud-est 3 ( * ) , ainsi qu'une mission fin septembre en Pologne.
Vos rapporteurs ont tenu le plus grand compte des observations qui ont été formulées sur leur rapport d'étape.
Le présent rapport approfondit en particulier la question des techniques alternatives à la fracturation hydraulique, qui se révèlent plus avancées que ce que les auditions menées pour le rapport d'étape permettaient de penser.
Cette question est au coeur de la saisine de l'OPECST par le président de la commission des affaires économiques du Sénat. La loi n° 2011-835 du 13 juillet 2011 4 ( * ) n'interdit pas en principe toute exploitation des gisements non conventionnels, mais uniquement la technique de la fracturation hydraulique. Cette loi, dont les dispositions ont récemment été validées par une décision du Conseil constitutionnel 5 ( * ) , n'interdit pas non plus la recherche, mais en fixe, au contraire, le cadre. Le Conseil constitutionnel a validé la loi en droit sans se prononcer sur son opportunité.
La loi de 2011 a été votée dans un contexte de protestations, dans certaines régions localisées dans lesquelles des permis d'exploration et d'exploitation avaient été accordés. Ces protestations provenaient de l'inquiétude suscitée par la technique de la fracturation hydraulique, présentée comme dangereuse pour l'environnement et la santé, en particulier par le film Gasland 6 ( * ) , mais aussi par la crainte de populations riveraines de voir leur lieu de vie dégradé par une activité de type minier. Comme la loi était à l'époque soutenue par les principaux partis de gouvernement, elle a acquis une image de texte consensuel, mais vos rapporteurs notent que la proposition de loi avait été votée avec une opposition non négligeable (le texte issu de la CMP a recueilli 96 voix contre 46 à l'Assemblée, et 176 voix contre 151 au Sénat en juin 2011) 7 ( * ) .
Il convient de préciser que, dans les roches-mères, imperméables, il est toujours nécessaire de procéder par drain horizontal et par fissuration de la couche. Mais des techniques sans eau ni additifs sont opérationnelles et éprouvées.
Vos rapporteurs ont également souhaité examiner, de façon plus approfondie la question des émissions de méthane. Ce gaz est en effet un puissant gaz à effet de serre, dont la libération, même en petite quantité, peut aller fortement à l'encontre des objectifs de Kyoto.
Au long de leurs travaux, à travers leurs échanges, vos rapporteurs ont bien observé que l'enjeu dans notre pays dépasse la technique de la fracturation hydraulique et de ses alternatives, pour s'intéresser à l'opportunité d'exploiter et, au minimum, de connaître les ressources que pourrait receler le territoire national. Le présent rapport ne peut éluder ce débat.
Vos rapporteurs ont interrogé des associations de défense de l'environnement, en France comme aux États-Unis et en Pologne. En France, les associations se prononcent de façon générale contre l'utilisation des énergies fossiles quelle que soit la méthode employée et en allant bien au-delà des termes de la loi. L'Allemagne, donnée en exemple par certains, remplace aujourd'hui des énergies décarbonées par des énergies émettrices de CO 2 .
Aux termes de leurs travaux, vos rapporteurs concluent qu'il existe bien des techniques alternatives à la fracturation hydraulique, au sens où il est possible de se passer complètement d'eau pour extraire les hydrocarbures non conventionnels. Une technique prometteuse pourrait être celle qui fait appel au gaz carbonique, gaz sans danger d'explosion et qui, comme principal gaz à effet de serre, pourrait ainsi être en quelque sorte « domestiqué ».
Ils conservent également la conviction, étayée par des témoignages sur le terrain en France et surtout aux États-Unis, que la fracturation hydraulique a fait d'importants progrès et que c'est une technologie, certes industrielle et comportant des risques, mais maîtrisée et raisonnablement utilisable dans un pays développé doté de hautes exigences environnementales.
En revanche, comme toute activité touchant au sous-sol, elle modifie l'ordre naturel et peut avoir des conséquences qu'il convient de tenter d'anticiper et de maîtriser.
Les travaux de vos rapporteurs plaident pour un renforcement de la recherche en France sur ces sujets et non, comme une mauvaise interprétation de l'esprit de loi de juillet 2011 tend à l'accréditer, pour un abandon généralisé de la filière des hydrocarbures non conventionnels. Ne serait-ce que parce que de nombreuses entreprises françaises sont impliquées de par le monde dans cette activité. La France, quant à elle, ne représente en superficie qu'une faible part du monde développé : si cette activité était réellement gravement nocive pour l'environnement, sanctuariser notre pays seul n'aurait pas grand sens. Si l'enjeu n'est pas seulement de « préserver notre jardin » ( nous voulons bien utiliser le gaz et le pétrole, mais qu'ils soient produits chez les autres ), donc il faut davantage de recherche, davantage de connaissances, et non rester enfermé dans une ignorance qui ne protégera pas notre pays.
Les États-Unis connaissent un rebond économique spectaculaire grâce aux hydrocarbures non conventionnels. Cette situation nouvelle modifiera les équilibres géopolitiques et, que cela nous plaise ou non, aura une incidence sur l'économie française.
I. LA STIMULATION DE LA ROCHE PAR DES PROCÉDÉS AUTRES QUE LA FRACTURATION HYDRAULIQUE
La fracturation hydraulique est une technique ancienne, utilisée pour la première fois en 1947, consistant à injecter à forte pression dans un puits un fluide à base d'eau, permettant de fissurer la roche. Ce procédé vise à compléter et à interconnecter les failles existant au sein de cette roche, afin de faciliter l'écoulement de la ressource produite. Utilisée par le passé dans le monde entier, y compris en France, la fracturation hydraulique a des objets variés, incluant l'extraction d'hydrocarbures conventionnels, l'adduction d'eau ou encore la géothermie.
Les techniques alternatives à la fracturation hydraulique répondent, elles aussi, à cette nécessité : lorsque la ressource est piégée au sein de pores de tailles variables, dans une roche imperméable, elle ne peut être libérée que par l'emploi de procédés de fissuration. Il n'existe pas de technique miraculeuse qui permettrait d'extraire les hydrocarbures de la roche-mère, sans porter aucune atteinte à celle-ci.
A. FRACTURER LA ROCHE : UNE NÉCESSITÉ, PLUSIEURS MODALITÉS POSSIBLES
Dans ce contexte, il existe plusieurs types de techniques alternatives à la fracturation hydraulique, plus ou moins matures, avec des avantages et des inconvénients divers. Certaines d'entre elles sont anciennes et opérationnelles, comme la stimulation au propane - qui connaît néanmoins des évolutions - ; d'autres font l'objet de recherches, dont notre pays ne doit pas se détourner à l'avenir, quelle que soit sa position actuelle concernant la fracturation hydraulique.
1. La fracturation, une nécessité pour accroître la perméabilité de la roche
L'utilisation de technologies de fracturation est nécessaire lorsque la roche contenant les hydrocarbures est insuffisamment perméable.
a) Des ressources non conventionnelles de plusieurs types
Les hydrocarbures non conventionnels sont piégés dans des argiles compactes dont la perméabilité est faible.
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GISEMENTS CONVENTIONNELS ET NON CONVENTIONNELS L'existence de gisements conventionnels est issue de la conjonction, finalement rare, de facteurs géologiques associés à certaines conditions de température et de pression : comme le note l'IFP Énergies nouvelles 8 ( * ) : « L'existence de grands gisements d'hydrocarbures revêt, compte tenu de toutes les conditions nécessaires à leur constitution, un caractère somme toute exceptionnel » 9 ( * ) . Dans ce cas, huiles et gaz se sont échappés de la roche-mère et ont migré à travers des roches perméables jusqu'à qu'ils soient arrêtés par des roches imperméables formant une « couverture ». Les hydrocarbures s'accumulent alors dans la roche poreuse pour former un réservoir . S'ils ne sont pas arrêtés lors de leur migration ces hydrocarbures peuvent d'ailleurs s'échapper à la surface. Les hydrocarbures non issus de tels gisements, dits non conventionnels , sont de plusieurs types. Ils sont soit issus de réservoirs de mauvaise qualité (hydrocarbures de réservoirs compacts), soit piégés dans la roche-mère (gaz et pétrole dits de schiste, gaz de houille). Sous l'effet de l'augmentation de la pression et de la température avec la profondeur, la roche-mère produit en effet des hydrocarbures (huiles, gaz) et un résidu insoluble appelé kérogène. Une partie des hydrocarbures générés peut ne pas être expulsée et demeurer au sein de la roche-mère, formant alors un gisement non conventionnel.
Source : Bruno Goffé |
La définition de ce qui relève du « non conventionnel » a évolué au cours du temps, car elle dépend de l'évolution des techniques. Ainsi l'extraction du gaz de Lacq, bien qu'elle n'ait pas requis l'emploi de technologies de fracturation hydraulique, aurait pu, à ses débuts, être qualifiée de « non conventionnelle » car elle a nécessité des ruptures technologiques importantes.
Ce ne sont évidemment pas les hydrocarbures extraits qui sont non conventionnels, mais les techniques nécessaires à leur production. Les hydrocarbures extraits sont exactement de même nature et de même composition chimique que les hydrocarbures dits conventionnels. En revanche, les techniques employées pour les produire sont différentes. Ces techniques sont choisies en conséquence des conditions d'accumulation de ces hydrocarbures dans le sous-sol.
À l'heure actuelle, les termes « hydrocarbures non conventionnels » permettent de regrouper trois types de ressources fossiles :
- Les hydrocarbures de roche-mère , qui comprennent :
le gaz de roche-mère (« shale gas »), issu d'un enfouissement très important (supérieur à 4 000 m : « fenêtre à gaz ») ;
l'huile de roche-mère (« shale oil »), issue d'un enfouissement moins important (2 000 à 4 000 m).
Ces hydrocarbures de roche-mère présentent la caractéristique de n'avoir pas pu migrer pour s'accumuler dans un réservoir. Ils sont restés dispersés au sein d'une roche peu perméable de type argileux (pélite).
- Les hydrocarbures de réservoirs compacts (« tight gas / oil »), accumulés dans des roches imperméables, difficiles à exploiter car emprisonnés dans des roches où la pression est très forte.
- Le gaz de houille (gaz de mines : « coalmine methane » ou gaz de couche : « coalbed methane ») qui présente la caractéristique d'être adsorbé 10 ( * ) dans du charbon.
Les schistes et sables bitumineux sont aussi parfois rangés dans cette catégorie des hydrocarbures non conventionnels. Leur exploitation nécessite un traitement thermique particulier. Ils présentent des problématiques économiques et écologiques qui leur sont propres et ne sont pas étudiés dans le présent rapport.
b) Des technologies d'extraction diverses
Les caractéristiques des roches-mères requièrent l'utilisation de techniques spécifiques pour atteindre un niveau acceptable de productivité des puits.
Le forage horizontal permet d'augmenter la section productive de chaque puits. Lorsque le forage vertical atteint la roche-mère, il amorce une courbe puis devient horizontal dans la couche, sur une longueur de plusieurs centaines de mètres à quelques kilomètres 11 ( * ) .
La stimulation permet d'améliorer artificiellement la perméabilité de la roche. Dans les réservoirs conventionnels, un traitement chimique, par acidification, peut suffire. Mais ce type de traitement est insuffisant pour extraire les hydrocarbures qui sont restés piégés dans la roche-mère. En dehors du cas spécifique du gaz de houille, étudié ci-après (II), qui ne nécessite pas toujours l'emploi de technologies de fracturation, l'industrie est généralement contrainte de recourir à des procédés de fracturation, dits aussi de stimulation, dont la fracturation hydraulique est une catégorie particulière, de nature mécanique.
La fracturation a donc pour objet de créer des microfissures et de réactiver le réseau naturel de failles existant dans la roche, afin de faciliter l'écoulement des hydrocarbures. Si elle est aujourd'hui utilisée à d'autres fins (géothermie), c'est pour le secteur pétrolier et gazier qu'elle a été utilisée, pour la première fois en 1947 (fracturation hydraulique). Il s'agit de rouvrir ou créer artificiellement un réseau de fissures de petite taille autour d'un puits. Cette technique permet de drainer des hydrocarbures situés à une distance de quelques mètres, voire quelques dizaines de mètres, du drain, l'étendue de cette zone de drainage étant variable en fonction du milieu et de la technique employée.
La fracturation hydraulique est aujourd'hui la technique très majoritairement employée pour l'exploitation des gisements non conventionnels. Toutefois, les propriétés du gisement et les caractéristiques de l'environnement en surface peuvent conduire au choix d'autres technologies .
Comme le montre le schéma ci-après, chaque réservoir possède des caractéristiques uniques déterminant les conditions de traversée des hydrocarbures à l'intérieur de la roche. L'une de ces caractéristiques est la perméabilité, qui s'exprime en Darcy (notée K dans le schéma ci-après). Le débit de l'écoulement dépend aussi du différentiel de pression, de la surface d'échange, de la viscosité du fluide et de la distance à parcourir dans le matériau.
Les propriétés de la roche sont susceptibles de varier dans une même zone, à quelques dizaines de mètres près.
Il n'existe donc pas de technique de stimulation optimale applicable à toutes les roches compactes. Afin d'évaluer un réservoir, il est nécessaire de collecter un certain nombre de données et de procéder à des tests de production pour estimer un taux de récupération des hydrocarbures. Ce taux de récupération varie en fonction de la technologie de stimulation employée.
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Lecture : La perméabilité est une constante pour un milieu poreux donné. Elle s'exprime en Darcy (D). La perméabilité détermine les conditions dans lesquelles un fluide s'écoule au travers d'un matériau. Cet écoulement répond à la « loi de Darcy » : son débit est fonction non seulement de la perméabilité (K) mais aussi du différentiel de pression, de la surface d'échange, de la viscosité du fluide, de la distance à parcourir dans le matériau. Chaque situation est donc unique car le milieu géologique est imparfait et présente beaucoup d'incertitudes. |
Source : D. Pillet (CGEIET 12 ( * ) )
En dehors des propriétés de la roche , d'autres paramètres sont susceptibles d'orienter l'exploitant vers l'usage d'une technique plutôt que d'une autre : la proximité ou non d'une ressource en eau et la possibilité de l'acheminer facilement (par des canalisations ou par camions), la température extérieure (risque de gel à certaines températures, dépendant du fluide employé) ou encore la densité de l'habitat à proximité du gisement (susceptible de dissuader de l'emploi de gaz inflammable, par exemple).
La fracturation hydraulique est la technique qui a été privilégiée jusqu'alors par l'industrie, en raison de l'abondance et du faible coût de la ressource en eau. Cette force peut devenir une faiblesse en fonction de l'environnement considéré, par exemple en milieu désertique (chaud ou froid), lorsque l'eau est difficilement accessible ou fait l'objet de conflits d'usage importants avec la consommation humaine ou animale, l'agriculture ou d'autres industries.
La fracturation hydraulique n'est donc pas toujours la technique la plus adaptée ni la plus efficace. Elle demeure néanmoins la technique la mieux connue, notamment du point de vue de ses conséquences environnementales, en raison d'un retour d'expérience important.
Des techniques alternatives à la fracturation hydraulique existent. Nous les examinerons en commençant par les procédés non fondés sur l'utilisation de fluides sous pression jusqu'à la stimulation au propane.
2. La stimulation par des procédés physiques permettant d'éviter l'emploi de quantités importantes de fluides
Auditionnés par vos rapporteurs, les auteurs du rapport de l'Alliance nationale de coordination de la recherche pour l'énergie (ANCRE) ont évoqué des techniques permettant d'accroître la perméabilité de la roche sans utiliser d'importantes quantités de fluides : « Cela peut être réalisé en créant de la porosité dans le milieu, soit sous forme d'une microfissuration (effet de chauffage), soit par expulsion de l'eau qu'il contient, par déshydratation des argiles ou en développant des techniques nouvelles de fissuration in-situ par exemple en utilisant des courants électriques. Par ailleurs, on peut envisager également de favoriser la transformation de la matière organique présente par un apport de chaleur facilitant ainsi la production de gaz » 13 ( * ) .
On mentionnera, pour mémoire, l'utilisation, par le passé, d'explosifs pour fracturer la roche : d'un strict point de vue technique, c'est une voie envisageable, ne nécessitant ni eau ni additifs. Elle a fait l'objet de procédés commercialisés 14 ( * ) .
Deux autres pistes sont explorées, au moins à titre prospectif. Il s'agit de procédés électriques et thermiques.
a) La fracturation par arc électrique
La fracturation par arc électrique consiste à passer d'une sollicitation statique de la roche à une sollicitation dynamique, afin de fragmenter le matériau de manière à créer un réseau très dense - plutôt que très étendu - de fissures. Cette technique a notamment été étudiée au Laboratoire des fluides complexes et leurs réservoirs, de l'Université de Pau et des Pays de l'Adour, dont vos rapporteurs ont auditionné le directeur, M. Gilles Pijaudier-Cabot.
Le chargement appliqué à la roche est une onde de pression générée par une décharge électrique entre deux électrodes placées dans le puits de forage, rempli d'eau. La durée d'émission de cette onde est de l'ordre de la centaine de microsecondes. Cette onde est transmise à la roche par le fluide présent dans le puits. Elle crée une microfissuration dont la densité décroît lorsqu'on s'éloigne de ce puits.
APPLICATIONS DE CHOCS ÉLECTRIQUES DANS UN PUITS PÉTROLIER
Source : thèse de Wen Chen sur la fracturation électrique des géomatériaux (2010)
Cette technologie présente d'indéniables atouts : elle implique l'utilisation d'une quantité réduite d'eau, ne nécessite pas l'ajout d'additifs, et provoque des fissures denses mais peu étendues. Néanmoins, Total, qui a commandé les recherches sur la fracturation par arc électrique et déposé deux brevets à ce sujet en mars 2011, considère que ce n'est pas pour le moment une alternative viable à la fracturation hydraulique , notamment car elle ne permet de stimuler que la proximité immédiate du puits . Cette technique aurait toutefois un intérêt pour d'autres applications.
Enfin, cette technique implique la gestion d'installations électriques en surface. D'après le rapport précité de l'ANCRE, la gestion de la sécurité en surface (fortes tensions électriques avoisinant des gaz inflammables) nécessiterait des dispositions particulières, pour cette technique dont il apparaît en tout état de cause qu'elle ne pourrait aboutir à des résultats opérationnellement utilisables avant une dizaine d'année .
Par ailleurs, son bilan énergétique et ses conséquences sur l'environnement restent à étudier .
b) La fracturation par procédé thermique
Des procédés de chauffage ont déjà été utilisés par l'industrie pétrolière pour améliorer le taux de récupération des huiles ou pour accélérer la maturation de la matière organique, dans le cas des schistes bitumineux par exemple.
La fracturation par effet thermique consiste à chauffer la roche à partir soit de vapeur (sans fracturation), soit d'un chauffage de type électrique. D'après le rapport précité de l'ANCRE, ces procédés pourraient être adaptés à l'extraction de gaz non conventionnels.
D'une part, ce chauffage permet de déshydrater la roche, ce qui conduit à une rétractation et donc à une fissuration de celle-ci. L'espace libéré par l'eau augmente la porosité et donc la perméabilité de la roche. L'expulsion de l'eau favorise celle des hydrocarbures.
D'autre part, le chauffage a pour effet d'augmenter la maturation du kérogène ou de favoriser la transformation d'hydrocarbures lourds en hydrocarbures légers.
Les verrous scientifiques à lever avant d'utiliser à grande échelle cette technologie sont considérables, s'agissant notamment des réponses à apporter aux enjeux environnementaux. Leur développement nécessiterait un effort important de recherche.
Par ailleurs, dans le cas de l'utilisation de chauffage électrique, le bilan énergétique de l'opération devrait être analysé. Le rapport de l'ANCRE suggère l'idée d'utiliser les énergies renouvelables ou nucléaire non employées, aux coûts très bas puisque « perdues », permettant ainsi leur valorisation par récupération des gaz non conventionnels et stockage de la chaleur.
c) La fracturation pneumatique
La fracturation pneumatique consiste à injecter de l'air comprimé dans le puits pour désintégrer la roche-mère grâce à des ondes de choc. Ces ondes de choc sont générées par des dispositifs tels que des pistolets à air comprimé. Ce type de technologie est développé, par exemple, par la société américaine ARS Technologie et par la société israélienne Flow Industries.
On peut mentionner aussi, au titre de la fracturation pneumatique, une technologie de fracturation faisant usage d'helium . L'helium est liquide au moment de son injection, mais la fracturation est provoquée par la forte expansion du gaz lors de son réchauffement dans le sous-sol , raison pour laquelle nous rangeons cette technologie dans la catégorie de la fracturation pneumatique. Elle se rapproche toutefois de la deuxième catégorie de techniques alternatives : celles fondées sur des liquides sous pression autres que l'eau.
3. La stimulation à partir de gaz liquéfiés ou gélifiés
Le liquide de fracturation peut être formé à partir d'autres gaz liquides : l'hélium (évoqué ci-dessus), le dioxyde de carbone (CO 2 ) ou l'azote , qui permettent d'élaborer des fluides peu visqueux 15 ( * ) , potentiellement plus efficaces que l'eau pour extraire les hydrocarbures de leur roche-mère.
Ces gaz liquides peuvent être utilisés seuls ou avec des additifs afin de constituer des mousses .
Ces fluides alternatifs ont déjà été utilisés aux États-Unis et continuent à faire l'objet de recherches (voir ci-après I.B).
Le recours au CO 2 mérite une mention particulière. Il sera à nouveau évoqué au titre des enseignements que vos rapporteurs ont retirés de leurs déplacements aux États-Unis et en Pologne.
Des technologies de fracturation au CO 2 liquide ont déjà été utilisées à de nombreuses reprises aux États-Unis et au Canada (voir ci-après, concernant les États-Unis). Il s'agit donc d'un procédé connu, bien qu'évolutif. À la fin des années 1990, plus de 1200 opérations de fracturation au CO 2 avaient été réalisées au Canada 16 ( * ) .
Le CO 2 présente, par rapport à l'eau, la propriété d'être adsorbé 17 ( * ) plus facilement sur les surfaces minérales et de permettre une libération plus facile des hydrocarbures. Il a une viscosité dix fois plus faible que l'eau. À l'état dit supercritique, c'est-à-dire sous certaines conditions de température et de pression, entre gaz et liquide, sa viscosité est encore plus faible. En conséquence, le CO 2 est beaucoup plus apte que l'eau à venir déloger le méthane des pores de la roche , notamment des pores de taille réduite (micro et méso-pores) qui constituent la porosité dite primaire, par opposition aux pores de plus grande taille (macro-pores) qui, avec les fractures naturelles de la roche, constituent la porosité dite secondaire. L'adsorption du CO 2 permet de faire circuler le méthane des pores primaires vers les pores secondaires. Or ces pores primaires contiennent une part majoritaire du gaz piégé dans la roche. Pour obtenir ces résultats, il est important de pouvoir procéder à des simulations numériques à partir de modèles de comportement de la roche 18 ( * ) .
Aux États-Unis (Colorado), Chevron a expérimenté, en partenariat avec le Laboratoire national de Los Alamos, un procédé (couplé avec la fracturation hydraulique) consistant en l'injection de CO 2 supercritique, chauffé, permettant une augmentation de la solubilisation d'hydrocarbures lourds (schistes bitumineux).
L'usage de ce gaz est intéressant car il peut être combiné avec sa séquestration et contribuer, ainsi, à la réduction nécessaire du volume de gaz à effet de serre dans l'atmosphère .
Cet usage présente toutefois des difficultés : le CO 2 connaît des phases changeantes qui en compliquent la manipulation et le transport ; il est susceptible de réagir avec le milieu (avec l'hydrogène sulfuré H 2 S par exemple) ; à des concentrations élevées, il est toxique pour l'homme. Enfin, l'approvisionnement en CO 2 est complexe et coûteux.
Ces techniques alternatives fondées sur des fluides autres que l'eau présentent des perspectives intéressantes (voir aussi, ci-après, I.B à propos des États-Unis d'Amérique).
4. Une technique alternative opérationnelle et prometteuse : la stimulation au propane
L'objectif de toute technique alternative à base d'un fluide autre que l'eau est d'utiliser un liquide le moins visqueux possible, afin qu'il pénètre, mieux que l'eau, dans les interstices de la roche. Le propane liquide 19 ( * ) est particulièrement approprié pour ce faire mais il présente des risques en raison de son inflammabilité.
L'usage de propane liquide pour l'extraction d'hydrocarbures, qui est ancien, a connu plusieurs évolutions successives, pour être adapté à l'extraction de ressources non conventionnelles.
a) Un usage ancien
La stimulation au propane est utilisée depuis cinquante ans par l'industrie. Elle a été développée pour des réservoirs conventionnels avant d'être adaptée aux gisements non conventionnels.
Auditionnée par vos rapporteurs, la société ecorpStim a indiqué utiliser le propane, conjointement avec des sociétés partenaires, depuis 1978 et avoir fait figure de pionnier dans les années 1980, pour l'utilisation de ce gaz liquide dans des opérations de récupération dite assistée du pétrole ( enhanced oil recovery ), c'est-à-dire des opérations visant à accroître le taux de récupération de la ressource en place. Le propane a notamment été employé pour restimuler des puits de pétrole existants et sous-pressurisés.
(1) Des bénéfices économiques et environnementaux
S'agissant de l'extraction d'hydrocarbures non conventionnels, la stimulation de la roche-mère au propane gélifié est une technique déjà utilisée à l'échelle industrielle. Elle a été développée par la société canadienne GasFrac. Entre 2008 et 2013, près de 1 900 opérations de stimulation ont ainsi été réalisées par cette entreprise en Amérique du nord, principalement au Canada (Alberta, Colombie-Britannique, Nouveau-Brunswick) et, depuis 2010, au Texas.
SCHÉMA DE LA PROCÉDURE DE STIMULATION AU
PROPANE
(ICI SOUS FORME DE GEL)
Source : ecorpStim
Par ailleurs, depuis 2012, ecorpStim a développé une technologie de stimulation au propane pur, sans additifs . En décembre 2012, une expérimentation jugée fructueuse de cette technologie a été réalisée, à environ 1 800 mètres de profondeur dans le bassin d'Eagle Ford (Texas). Le seul et unique fluide utilisé pour réaliser la stimulation était du propane pur liquide, sans aucun produit ajouté.
Le principal avantage de la stimulation au propane est évidemment de ne pas faire usage d'eau . Ce non recours à l'eau permet d'éviter les conflits d'usage et les questions relatives au retraitement de grandes quantités d'eau polluée.
La stimulation au propane peut, de surcroît, être réalisée avec moins d'additifs, voire aucun additif : la société Gasfrac souligne que son gel à base de propane ne comporte pas de biocides. La gélification du propane est obtenue grâce à l'utilisation d'un ester de phosphate, en association avec un autre additif destiné à casser ultérieurement les chaînes moléculaires à l'origine de la phase gélifiée. La pression souterraine libère le propane gazeux qui remonte à la surface avec le méthane produit et peut être réutilisé.
Quant à la société ecorpStim, le procédé qu'elle développe utilise un fluide composé uniquement de propane et de proppant (sable ou céramique nécessaire au maintien de fissures ouvertes dans la roche-mère).
LA STIMULATION AU PROPANE PUR (ECORPSTIM) : UNE TECHNOLOGIE SANS EAU NI PRODUITS CHIMIQUES
Source : ecorpStim
La stimulation au propane peut, dans certains types de réservoirs, être plus productive que la stimulation à l'eau. En effet, le propane est un hydrocarbure naturellement présent dans la roche. Sa présence n'endommage pas la formation géologique, contrairement à la présence d'eau, qui peut entraîner un gonflement des argiles. Il forme un fluide peu visqueux, peu dense, présentant une faible tension de surface. Il permet une meilleure distribution du proppant . S'agissant des huiles, le propane est miscible dans celles-ci et les fluidifie pour une meilleure récupération.
Le fluide de fracturation au propane est réutilisable jusqu'à 95 % , tant dans la technologie développée par Gasfrac que dans celle d'ecorpStim, tandis que seulement 30 % à 80 % de l'eau injectée dans une opération de fracturation hydraulique est récupérée. L'évacuation du propane est facilitée par son passage en phase gazeuse. Ce taux de récupération dépend toutefois des propriétés du réservoir considéré.
Enfin , la stimulation au propane nécessite moins d'équipements en raison d'une part, d'une densité moindre du propane par rapport à l'eau (permettant l'utilisation de volumes moindres) et, d'autre part, de possibilités accrues de recyclage, réduisant les besoins en transport. D'après Gasfrac, le trafic de camions autour de l'exploitation peut être réduit de 90 % grâce à l'emploi d'une technologie à base de propane.
D'après les entreprises qui la proposent, la stimulation au propane présenterait donc des bénéfices tant économiques qu'environnementaux.
(2) Une nécessaire maîtrise des risques
Le principal inconvénient de cette technologie est qu'elle implique la manipulation de quantités importantes (plusieurs centaines de tonnes) de propane inflammable en surface . C'est donc une solution a priori plus adaptée dans les environnements à faible densité de population que dans des contextes très peuplés. C'est, dans tous les cas, une technique à encadrer très strictement pour la sécurité des travailleurs et de la population. Sur 1 900 opérations réalisées, Gasfrac a rencontré un incident qui a fait plusieurs blessés en janvier 2011, causé par une fuite de propane.
Afin de prévenir les risques industriels, les compagnies utilisatrices de propane mettent en place des procédures de sauvegarde automatiques ainsi qu'un contrôle à distance des opérations , isolées par de multiples couches de protection (valves de sécurité, talus, périmètre autour de la zone d'opération). Les équipements les plus récents utilisés par ecorpStim permettent de ne stocker que de faibles volumes de propane sur le site.
PROPOSITION DE DISPOSITIF POUR MAÎTRISER LES RISQUES INHÉRENTS À L'USAGE DE LA STIMULATION AU PROPANE
Source : ecorpStim
Pour traiter cette question de l'inflammabilité du propane, ecorpStim développe actuellement une technologie utilisant un fluide à base de propane mais non inflammable .
b) Une innovation : le propane non inflammable
D'après les informations fournies par ecorpStim, le propane non inflammable ( non flammable propane ou NFP) est une forme fluorée de propane, l'heptafluoropropane, dans lequel 7 atomes d'hydrogène (H) sont remplacés par du fluor (F) 20 ( * ) .
Comme dans la formule au propane pur, le NFP est utilisé sans eau ni additifs et le fluide de fracturation peut-être récupéré quasi intégralement , sous forme gazeuse. Ce recyclage contribue à compenser le prix très élevé de cette substance.
L'utilisation d'une forme de propane non inflammable permet de supprimer à 100 % les risques industriels liés à l'utilisation de propane traditionnel (risque d'incendie, risque d'explosion). Le renforcement de la sécurité est valable pour toutes les étapes de la chaîne d'opérations :
- sur les routes, au cours du transport du fluide de stimulation ;
- sur la plateforme d'exploration ou d'exploitation ;
- sur site ou en entrepôt, pour le stockage.
Le fluide utilisé étant non inflammable, les sites de forage ne sont pas soumis à la classification Seveso.
Le NFP affiche des performances optimales sur tous les critères déterminant l'intérêt d'un fluide pour la stimulation de la roche (tension de surface, viscosité, densité). Il est aisément dissociable des autres composants du gaz naturel extrait du puits, notamment le propane et le butane, qui sont les molécules les plus proches du NFP.
Le NFP est une substance utilisée dans le domaine médical et pour l'extinction des feux. Il a été développé pour son absence d'effet sur la couche d'ozone. Il s'agit de l'une des substances développées au cours des dernières décennies pour remplacer les chlorofluorocarbones (CFC) à fort effet sur la couche d'ozone. Son innocuité est démontrée, l'heptafluoropropane étant déjà largement utilisé comme propulseur pour les aérosols de produits pharmaceutiques et comme agent anti-incendie dans le bâtiment.
On soulignera que le NFP est notamment produit par le chimiste franco-belge Solvay. Il pourrait être produit en France, si l'on décidait de l'utiliser pour l'extraction d'hydrocarbures.
Bien que ce procédé n'ait pas encore fait l'objet de démonstrations à taille réelle, la société ecorpStim n'a aucun doute sur les résultats qui seront obtenus, dans la mesure où elle tire les enseignements de l'emploi, par le passé, de mélanges propane-butane, le NFP étant un gaz aux caractéristiques intermédiaires entre les deux précédents. Les volumes de fluide utilisés seraient notamment dix à trente fois moindres que les volumes d'eau qui seraient nécessaires pour fracturer la roche de la même façon.
Comme le propane, l'heptafluoropropane est onéreux. Pour que l'exploitation soit économiquement rentable, il faudrait que ce coût soit compensé par les gains de productivité réalisés, et par les économies faites sur les additifs chimiques ou le transport. Le caractère récupérable du gaz injecté est un facteur très important d'économie. Par rapport au propane, l'heptafluoropropane permet par ailleurs de se passer d'équipements de sécurité coûteux.
Toutefois, si le NFP est sans danger pour la couche d'ozone, il n'est pas sans danger pour le climat. Il représente aujourd'hui 0,5 p.mille des émissions totales de gaz à effet de serre. Son usage pour l'extraction d'hydrocarbures n'impliquerait toutefois sa libération dans l'atmosphère qu'en cas d'incident. C'est pourquoi l'usage de NFP nécessiterait de prévenir et de contrôler les fuites susceptibles de survenir à tous les stades de la chaîne de production.
AVANTAGES ET INCONVÉNIENTS DES PRINCIPALES TECHNIQUES ALTERNATIVES
À LA FRACTURATION HYDRAULIQUE À BASE D'EAU
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Principe |
Avantages |
Inconvénients |
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Multi-drain : forer une multitude de petits drains latéraux à partir d'un puits pour augmenter la surface de contact |
Faible usage d'eau Absence d'additifs |
Le nombre de drains à forer serait trop élevé dans le cas des HNC |
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Flambage : enlever un volume de roche pour créer par effondrement limité en profondeur des fractures |
Faible usage d'eau Absence d'additifs |
Pas de retour d'expérience |
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Découpe : créer mécaniquement des fissures dans la roche |
Faible usage d'eau Absence d'additifs |
Au stade de la R&D |
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Explosifs conventionnels : Mise à feu d'un ergol qui libère du gaz à haute pression, ce qui permet la fracturation de la roche |
Absence d'eau Absence d'additifs Méthode commercialisée (groupe Expro) |
Difficulté de stimuler un large volume de réservoir Risques d'explosion en surface Toxicité des résidus |
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Fracturation électrique - Arc : créer une onde acoustique dans le puits à proximité du réservoir, à l'aide d'un arc électrique - Autre procédé dit HPP : envoyer des pulses de pression à partir du puits pour désagréger la roche |
Faible usage d'eau Absence d'additifs |
Au stade de la R&D Ne permet de stimuler que la proximité immédiate du puits donc insuffisamment efficace |
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Fracturation au méthanol ou au diesel |
Pas d'usage d'eau Faible nombre d'additifs Technique opérationnelle |
Risques en surface (déversement, explosion) Risque de contamination en cas de perte d'étanchéité du puits |
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Stimulation au propane |
Pas d'usage d'eau Faible nombre voire absence d'additifs Peu ou pas de réaction avec le substrat Technique opérationnelle |
Infrastructures supplémentaires en surface Risques en surface (explosion) Risque de contamination en cas de perte d'étanchéité du puits |
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Usage d'hélium cryogénisé comme fluide de base : forte expansion du gaz lors de son réchauffement dans le sous-sol |
Pas d'usage d'eau |
Au stade de la R&D Coûts Approvisionnement Ne permet pas l'emploi de proppant |
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Usage d'azote comme fluide de base |
Pas d'usage d'eau Faible nombre d'additifs Déjà appliqué |
Restriction de profondeur Faible volume de réservoir stimulé Ne permet pas l'emploi de proppant Besoin de fortes capacités de compression |
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Usage de CO 2 comme fluide de base |
Pas d'usage d'eau Faible nombre d'additifs Déjà appliqué |
Faible volume de réservoir stimulé Possible limitation de température Coût du CO 2 Dégagement de CO 2 Usage de glycol Risque de réaction avec le substrat (H 2 S par exemple) |
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Usage de mousse (émulsion stable entre eau et un gaz : CO 2 ou azote) |
Réduire la quantité d'eau Améliorer le transport du proppant Meilleure pénétration dans la formation |
Besoin d'additifs (surfactants...) Besoin en transports plus importants Infrastructures plus importantes Nécessite l'usage de CO 2 (émissions) Coût du CO 2 Risque de réaction du CO 2 avec le substrat (H 2 S par exemple) Besoin de fortes capacités de compression (azote) Risques associés à un stockage de gaz en surface. |
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Fracturation pneumatique (air comprimé) |
Pas d'usage d'eau |
Transport d'air comprimé Dans le cas de l'hélium : gaz rare |
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Fracturation hydraulique |
Voir III. ci-dessous |
Voir III. ci-dessous |
(d'après : Total)
* 1 En effet si cette étude était réalisée, elle pourrait conclure à la faisabilité d'une telle exploitation, ce qui reste aujourd'hui à démontrer. A contrario, en l'absence d'une telle étude, aucune décision d'exploiter ne peut être raisonnablement prise.
« La plupart des acteurs s'accorde sur la nécessité de réaliser une étude de l'impact socioéconomique (tourisme, emploi, prix de l'énergie), environnemental et climatique de l'exploitation des gaz de schiste, incluant une analyse complète du cycle de vie. D'autres s'opposent à cette étude, considérant que les gaz et huiles non conventionnels ont des impacts environnementaux et climatiques négatifs qui justifient à eux seuls de ne pas les exploiter »- Synthèse des travaux du débat national sur la transition énergétique de la France- 18 juillet 2013- p.24
* 2 « La transition énergétique à l'aune de l'innovation et de la décentralisation »- Bruno Sido, Jean-Yves Le Déaut- AN n°1352-Sénat n°838, pages 22 à 24.
* 3 Vos rapporteurs ont ainsi visité toutes les zones métropolitaines susceptibles de receler des HNC : pétrole dans le Bassin Parisien, gaz de couche de charbon dans le Nord-Pas de Calais et la Lorraine, et gaz dans la basse vallée du Rhône.
* 4 Le texte de cette loi figure en annexe au présent rapport.
* 5 Décision n° 2013-346 du 11 octobre 2013, Question prioritaire de constitutionnalité, Société Schuepbach Energy LLC (voir annexe).
* 6 Voir ci-après III.A
* 7 Le Conseil constitutionnel, saisi par voie d'exception, a déclaré la loi conforme à la Constitution, si bien que seul le législateur peut aujourd'hui la modifier ou l'abroger.
* 8 Institut Français du Pétrole Energies Nouvelles.
* 9 Hydrocarbures de roche-mère : évolution ou révolution dans le monde l'énergie, IFP Énergies Nouvelles (2013)
* 10 Adsorption : fixation d'une particule sur la surface d'un matériau (source : CNRS).
* 11 Le record est détenu par Total en Argentine avec une longueur horizontale de 11 km.
* 12 Conseil général de l'économie, de l'industrie, de l'énergie et des technologies.
* 13 « Programme de recherche sur l'exploitation des hydrocarbures de roche-mère », Groupe de travail de l'ANCRE, coordonné par MM. François Kalaydjian (IFPEN) et Bruno Goffé (CNRS).
* 14 Source : Total
* 15 Comme on le verra ci-après (III. A.), dans le cas des fluides à base d'eau, les additifs doivent présenter des propriétés parfois contradictoires : forte viscosité pour la formation de la fracture et le transport des particules solides, faible viscosité pour être facilement injectables et éliminables. La faible viscosité des fluides formés à partir de gaz liquéfiés permet une meilleure pénétration du fluide et une évacuation facilitée par le passage en phase gazeuse ou supercritique (cas du CO 2 ).
* 16 Source : Non aqueous fracturing technologies for shale gas recovery, Department of Chemical Technology, Chemical Faculty, Gdansk University of Technology.
* 17 Adsorption : fixation d'une particule sur la surface d'un matériau (source : CNRS).
* 18 «Numerical simulation and modeling of enhanced gas recovery and CO 2 sequestration in shale gas reservoirs : a feasability study», A. Kalantari-Dahaghi, Université West Virginia.
* 19 La fracturation au propane est développée aux États-Unis ; c'est toutefois en France que vos rapporteurs ont mené l'essentiel de leurs auditions à ce sujet.
* 20 La formule chimique de l'heptafluoropropane est donc C 3 HF 7 , celle du propane étant C 3 H 8.