Gaz de schiste - Le rapport Tyndall (4)

Photo: KEITH SRAKOCIC

Les chercheurs au Tyndall Centre à l'université de Manchester, en Angleterre, ont enquêté sur les impacts du gaz de schiste sur l'environnement et les changements climatiques. L'exploitation du gaz de schiste, ou de shale, est bien lancée aux États-Unis et devra commencer bientôt en Grande-Bretagne.

Voici la 4e partie d'une traduction libre du rapport préliminaire du Tyndall Centre for Climate Change Research. Le texte original est ici: http://www.tyndall.ac.uk/shalegasreport avec un lien pour télécharger le rapport en format pdf de 87 pages.

Le titre du rapport est:

"Shale gas: a provisionnal assessment of climate change and environmental impacts - A research report by The Tyndall Center, University of Manchester with Sustainable Change Co-operative, Report commissioned by The Co-operative. January 2011"

Les eaux usées (fluid return)

Une fois la procédure de fracturation elle-même est faite, des fluides reviennent à la surface et cette étape est appelé "flowback". Le fluide flowback récupéré des puits est entre 9% et 35% des fluides de fracturation pompés dans les puits horizontaux dans le Marcellus de la partie nord de la Pennsylvanie, mais l'EPA des É.-U. (2010) précise que les estimations des fluides récupérés varient de 15% à 80% des volumes injectés, dépendant du site.

Chaque puits d'un site de plusieurs forages (multi-well pad) générera entre 1,300 et 23,000 mètres cubes de fluides usées de flowback durant le procédé, composés d'eau, de chimiques de fracturatioin et des contaminants du sous-sol dilués pendant le procédé, dont des composés organiques toxiques, des métaux lourds et du matériel radioactif naturel (NORM). De même, n'importe quel fluide de flowback qui n'est par récupéré demeure sous terre où l'on s'inquiète que cela devient, ou deviendra, une source de contamination pour les autres formations géologiques, dont les aquifères. Les quantités qui demeurent sous terre équivalent à l'inverse des volumes récupérés, c'est à dire de 1,300 à 23,000 mètres cubes par puits.

Environ 60% de la quantité totale de flowback survient dans les premières 4 journées après la fracturation et peut être récupéré ainsi:

- circuler au travers une soupape pour verser dans un bassin de rétention avec toile imperméable
- circuler au travers un "choke" étrangleur pour verser dans un bassin de rétention
- verser dans des citernes

Le stockage de l'eau de flowback permet aux opérateurs de la réutiliser le plus que possible pour des opérations futures de fracturation, par exemple, dans d'autres puits sur le même site. Ceci pourrait exiger une dilution avec de l'eau douce et employer d'autres méthodes de traitement nécessaires pour rencontrer les caractéristiques nécessaires pour s'en servir. On ne connaît pas la quantité possiblement réutilisable d'eaux usées puisque qeu les conditions varient d'une fois à l'autre. Les dimensions et capacité de stockage des bassins sur le site ainsi que les citernes varient également, mais si l'on se base sur les quantités calculées ci-haut, la capacité totale devrait dépasser les volumes attendus des eaux de flowback d'une seule opération de fracturation d'un puits, soit entre 1,300 et 23,000 mètres cubes.

Un opérateur a rapporté un volume typique de bassin de rétention comme étant de 750,000 gallons (2,900 mètres cubes). Si on évalue la profondeur d'un bassin d'être de 3 mètres, l'empreinte de surface d'un bassin serait d'environ 1,000 mètres carrés (0,1 hectare). Vu la grande quantité d'eaux usées de flowback, des citernes temporaires de stockage pourraient être nécessaires sur le site, même si un bassin avec une toile imperméable est disponible. En se fiant sur la capacité d'un bassin typique, cela pourrait dire que la capacité de stockage d'environ 20,000 mètres cubes additionnels pour les eaux usées de flowback pour une seule fracturation dans un seul puits.

Pour ce qui est de la quantité totale de flowback, le volume d'eau pour un site de 6 puits, on pense que 7,900 à 138,000 mètres cubes par site pour une seule fracturation, avec les chimiques de fracturation et les contaminants souterrains comptant pour jusqu'à 2% du volume, soit de 160 à 2,700 mètres cubes. Environ 60% des eaux totales de flowback remontent dans les premiers 4 jours après la fracturation, pour continuer en diminuant pour une période de 2 semaines environs.

2.2.4 La pré-production - la durée des opérations de surface et les exigences en transport

La table 2.4 résume les opérations, les matériaux, les activités et les durées typiques des activités avant la mise en production d'un site à plusieurs puits (multi-well pad). En se fiant sur la durée des activités, la durée totale des activités de pré-production pour un site de 6 puits forés va de 500 à 1,500 jours d'activités, en assumant qu'il n'y aura pas de chevauchement entre les activités. En réalité, il y a un potentiel limité de chevauchement.

La table 2.4 dénomme les routes d'accès, la construction du site (well pad), les équipements lourds (pelleteuses, bulldozer) pour déplacer la terre, le déboisement et le débroussaillage, la mise à niveau, la construction du pad, la mise en place des matériaux des routes d'accès comme la toile géotextile et les graviers.

Cela prend jusqu'à 4 semaines par "pad" ou site.

Il y a le forage vertical avec une petite tour de forage, une citerne de diesel, un porte-tuyaux, de l'équipement de contrôle du puits, les véhicules du personnel, les bâtisses d'appoint, les camions de livraison, les coffrages de surface, de forage, d'exploitation et de cimentation, les voyages de camion pour la livraison de l'équipement et le ciment.

Les livraisons de l'équipement pour le forage horizontal peut commencer plus tard pendant les étapes de forage vertical. Cela prend environ 2 semaines par puits, un ou deux puits à la fois. Il y a ensuite la préparation pour le forage horizontal avec la plus grosse tour de forage, le transport, l'assemblage et la mise en place, ou le repositionnement de la grosse tour de forage et ses équipements accessoires sur le site. Cela prend de 5 à 30 jours par puits de forage.

Le forage horizontal, la tour de forage horizontal, le système de boues de forage (pompes, citernes, les contrôles des solides, les séparateurs de gaz), les citernes de diesel, l'équipement de contrôle du puits, les bâtiments accessoires, les camions de livraison. Le forage et le cimentation du coffrage de production, les voyages de camion pour la livraison de l'équipement et le ciment. Les livraisons pour la fracturation hydraulique pourraient commencer durant les dernières étapes du forage horizontal. Jusqu'à 2 semaines par puits foré, un ou deux puits forés à la fois.

La préparation pour la fracturation hydraulique: le démontage de la tour de forage, enlever et replacer l'équipement de forage, les voyages de camions pour la livraison des citernes temporaires, l'eau, le sable, les additifs et d'autre équipement de fracturation. Les livraisons peuvent commencer durant les dernières étapes du forage horizontal: de 30 àm 60 jours par puits foré, ou par site (well pad) si tous les puits sont traités durant une mobilisation.

Le procédé de fracturation hydraulique: des citernes temporaires pour l'eau, les génératrices, les pompes, les camions de sable, les camions de livraison d'additifs et des contenants, des mélangeurs, les véhicules du personnel, les bâtiments accessoires dont l'équipement de monitorage informatisés. Le pompage des fluides et l'usage des équipements de câbles entre les étapes de pompage pour lever et rabaisser les outils employés pour la préparation du trou de forage et la prise des données. Le monitorage informatisé, la livraison en continue de l'eau et des additifs. De 2 à 5 jours par puits, incluant de 40 à 100 heures de pompage.

Les eaux usées de flowback et leur traitement: les séparateurs de gaz et d'eau, la torchère, les citernes temporaires pour l'eau, les unités mobiles de traitement d'eaux usées, les camions pour transporter les eaux usées ailleurs si nécessaire, les véhicules du personnel. Le démontage de la tour de forage, le démontage ou déplacement de l'équipement de fracturation, le transfert contrôlé des fluides dans les équipements de traitement, les citernes, les bassins scellés avec des toiles, le stockage ou les gazoducs, les voyages de camions pour transporter les eaux usées ailleurs si non stockées en place ou transportées par pipeline. De 2 à 8 semaines par puits foré, peut se chevaucher pour plusieurs puits.

La disposition des déchets: de l'équipement lourd, des camions avec les pompes (pump trucks), les camions de transport de déchets. Il y aura du pompage et de l'excavation pour vider ou réhabiliter les bassins de rétention ou de stockage. Des voyages de camions pour transporter les déchets vers des dépotoirs ou des centres de traitement. Jusqu'à 6 semaines par puits foré.

Le nettoyage du site et les tests: têtes de puits, la torchère, les citernes de saumure. L'équipement lourd, les torchères, et le monitorage. Les voyages de camion pour vider les citernes de saumure. La construction des lignes de transport du gaz peut commencer à ce stage-ci si ce n'est pas déjà fait. De 0,5 à 30 jours par puits foré.

Durée totale des activités pour toutes les opérations avant la production pour un site de 6 puits (six well multi-well pad): 500 à 1,500 jours.

L'état de New York (2009) nous donne aussi un estimé du nombre de voyages de camion pour le site. Ils sont résumés dans la Table 2.5 (qui est reproduite ici-bas dans cette entrée de blog) qui dénombre le nombre de voyages par puits foré et par site de forage en calculant un site avec 6 puits forés. Cela donne un nombre total de voyages de camions entre 4,300 et 6,600 duquel 90% d'entre eux sont pour l'opération de fracturation hydraulique.

2.2.5 La phase de production

La production: Une fois le forage et les opérations de fracturation hydraulique sont complétés, une tête de puits pour la production (exploitation) est mise en place pour saisir et transférer le gaz pour le transformer via un gazoduc, ou une ligne de gaz. La production d'un puits de forage sur un site peut commencer avant que les autres puits soient complétés.

Pour ce qui est des volumes de production, un opérateur avançait ces chiffres d'exploitation à long terme pour un seul puits dans le Marcellus dans l'état de New York (New York State, 2009):

- Première année: à un rythme initial de 2,800 millions de pieds cubes (Mcf)/d pour ralentir à 900 Mcf/d
- De la 2e année jusqu'à la 4e: 900 Mcf/d pour ralentir à 550Mcf/d
- De la 5e année jusqu'à la 10e: 500 Mcf/d pour ralentir à 225Mcf/d
- Pour la 11e année et les suivantes: 225 Mcf/d pour ralentir au rythme de 3% par année

La re-fracturation

Comme on peut le constater, la production d'un puits baisse considérablement après 5 ans environ. Dans plusieurs documents, dont ceux de l'état de New York de 2009, on mentionne que les opérateurs peuvent décider de re-fracturer à nouveau un puits pour en prolonger sa vie économique. Cela peut se produire en dedans des 5 années après qu'il soit complété mais peut se faire à moins d'un an ou après 10 ans, et peut se faire plusieurs fois au même puits. C'est difficile de généraliser sur les fracturations hydrauliques subséquentes, mais quand cela se produit, les mêmes procédures, le même équipement, les mêmes ressources et les mêmes quantités d'eaux usées seront générées.

2.2.6 La fermeture d'un puits

Quand la vie productive du puits est terminée, ou quand il n'y a pas de gaz à extraire, les puits sont scellés et abandonnés. Sceller le puits correctement est une étape critique pour la protection de l'eau souterraine, les eaux de surface et les sols. Pour sceller un puits, il faut ôter l'équipement du trou de forage. Les coffrages cimentés dans des régions critiques doivent être soit enlevés ou perforés, et le ciment doit être placé au travers ou coincé à ces endroits pour s'assurer que l'on isole les zones d'hydrocarbures des zones qui contiennent de l'eau. Des bouchons de ciment dans le trou du puits sont ajoutés en plus du scellé en ciment qui est déjà là comme décrits plus haut.

Les intervalles entres les bouchons doivent être remplis avec des boues denses ou des fluides. Pour les puits de gaz, en plus des bouchons de ciment dans les trous de forage, un minimum de 15 mètres de ciment doit être coulé à la tête du trou de forage pour empêcher les fuites d'hydrocarbures ou de saumures.

2.2.7 La consommation des ressources pour livrer l'équivalent de 10% de la consommation de gaz en Grande-Bretagne.

Les tableaux 2.6 et 2.7 résument les données qui viennent de la discussion ci-haut au sujet des activités et des ressources requises pour le développement des sites de puits de gaz de schiste pour des puits qui ne seront pas refracturés et ceux qui le seront.

Table 2.6: Sommaire des ressources sans refracturation:

Activité: 6 puits forés verticalement sur un site d'une profondeur de 2,000 mètres et 1,200 mètres horizontalement. Surface du site de forage: 1,5 à 2 hectares. Volume de rognures de roc de forage: 827 mètres cubes. Volume d'eau pour la fracturation hydraulique: 54,000 mètres cubes à 174, 000 mètres cubes. Volume de chimiques de fracturation (2% du volume total): 1,080 à 3,480 mètres cubes. Volume d'eaux usées de flowback: 7,920 à 137,280 mètres cubes. Volume de chimiques dans les eaux usées de flowback (à 2% du volume total): 158 à 2,746 mètres cubes. Total de journées d'activités à la surface avant la production: 500 à 1,500 jours. Total de voyages de camions: de 4,315 à 6,590.

Table 2.7: Sommaire des ressources si il y a une refracturation pour un site forés avec 6 puits forés verticalement à une profondeur de 2,000 mètres et horizontalement pour 1,200 mètres. Comme au-dessus, mais le volume d'eau va de 27,000 à 87,000 mètres cubes. Volume de chimiques de fracturation à 2%: de 540 à 1,740 mètres cubes. Volume d'eaux usées de flow-back: 11,880 à 205,920 mètres cubes. Quantité de chimiques dans les eaux usées de flowback à 2%: 237 à 4,119 mètres cubes. Total de journées d'activités à la surface avant la production: de 700 à 1,990 jours. Total de voyages de camions: de 6,325 à 9,565 voyages de camions.

La plupart des données mentionnées ci-haut se concentrent sur les activités sur un site d'un puits foré ou d'un site à plusieurs puits forés (6 forages par site). Par contre, l'exploitation du gaz de schiste, pour fournir des volumes importants de gaz, nécessite plusieurs puits forés par site et plusieurs sites. En se basant sur des volumes typiques venant de la production d'un seul puit, c'est possible de calculer la quantité minimum de puits forés et de sites de puits nécessaire pour fournir une production soutenue annuelle (sur une période de 20 ans) qui serait équivalente à 10% de la consommation annuelle de la Grande-Bretagne ( la consommation annuelle en gaz en G.-B. en 2008 était d'environ 90bcm). Nous avons calculé combien de puits en production seraient nécessaires dès la première année pour atteindre une production de 9bcm (en se basant sur la production dans la première année), combien de nouveaux puits entrant en production la deuxième seraient nécessaires pour contre-balancer la production en baisse des puits en production de la première année, combien de nouveaux puits devraient commencer à produire dans la 3e année pour contre-balancer la baisse de production des puits qui ont commencé à produire dans la 1e année et la 2e, etc. sur une période de 20 ans.

Durant la durée de vie d'un puits, le rendement décroit très rapidement durant les 5 premières années. Une analyse des puits du Barnett (Berman, 2009), par exemple, avance que la durée de vie moyenne d'un puits horizontal dans le shale n'est que de 7 ans environ. Ainsi, on prend pour acquis que les puits ne sont plus économiquement rentable dès la 8e année et après, et la production cesse. Pour ce qui est du scénario de la re-fracturation, on a pris pour acquis que 50% des puits sont fracturés une fois et le rendement de ceux-ci sont 25% plus productifs que les puits non-fracturés.

La décroissance rapide en productivité d'une année à l'autre veut dire que des nouveaux puits et des nouveaux sites de puits doivent être en développement continuellement afin de soutenir un rendement de 9bcm/année. Sur une période de 20 ans, entre 2,600 et 3,000 puits (ou de 430 à 500 sites de forages) devraient être développés pour livrer une quantité annuelle de gaz équivalente à 9bcm/année. Le tableau 2.8 indique le total des ressources nécessaires pour exploiter cette quantité. La surface totale de terrain nécessaire pour cette intensité d'exploitation est également estimé. Ici, comme mentionné dans la section 2.2.1, la distribution des 1,25 à 3,5 sites par kilomètres carrés au-dessus de la formation de shale est requise et cette densité a été utilisée pour calculer le nombre de sites requis pour exploiter le 9bcm/année.

Table 2.8: les ressources nécessaires pour exploiter 9bcm/année pendant 20 ans ( 10% de la consommation en G.-B. en 2008) en ne prévoyant pas de re-fracturation, en assumant qu'il y aurait qu'une refracturation sur 50% des puits ( permettant une augmentation de rendement de 25% pour ces puits-là).

La suite de la traduction libre de cette étude portera sur l'exploitation et les réserves aux États-Unis, l'historique et les prévisions en production aux États-Unis et en Grande-Bretagne dans une entrée de blog prochainement.

Eau potable - les traces de médicaments sont-ils un danger?

L'université de la Pennsylvanie s'est penché sur cette question épineuse: est-ce que les traces de médicaments dans notre eau potable posent un risque pour la santé humaine?

Certains médicaments sont consommés par tellement de gens que certaines personnes disent en riant qu'ils devraient être ajoutés à l'eau de l'aqueduc! Hé bien, ce n'est pas si drôle que çà, parce que c'est ce qui finit par arriver en bout de ligne. Des taux de concentrations décelables des médicaments les plus populaires ont été mesurés dans l'eau potable aux États-Unis et au Canada.

Le grand public a été sensibilisé à cette question après un reportage très médiatisé du Associated Press en 2008, mais les chercheurs le savent depuis des décennies: les médicaments que nous jetons ou ingérons aboutissent dans nos sources d'eau potable, selon Albert Jarrett, un professeur en génie biologique de Penn State.

"La technologie est tellement avancée que maintenant nous pouvons mesurer des choses dans notre eau que jusqu'à il n'y a pas si longtemps, nous ne pouvions pas détecter." dit Jarrett. "Il y a 10 ou 15 ans, nous étions satisfaits avec des parties par million; ensuite c'est devenu des parties par milliards. Maintenant, c'est parties par trillion."

Si ces traces minuscules de tout ces médicaments, des antibiotiques, des anti-ovulants, des pesticides et des plastiques se retrouvent dans notre café du matin, devrions-nous nous en inquiéter? Les scientifiques ne peuvent être sûrs de rien jusqu'à date, dit Jarrett, mais il croit qu'"il y a des preuves que nous devons nous en préoccuper." Il donne comme exemple la présence des chimiques imitateurs d'œstrogènes, appelés perturbateurs endocriniens, dans plusieurs des toxines de nos cours d'eau. Ces produits chimiques ont été associés avec des changements de la maturation sexuelle des poissons et d'autres créatures aquatiques. Par exemple, dans une étude scientifique par le United States Geological Survey, plus de 80% des achigans à petite bouche mâles dans les rivières Potomac et Shenandoah portaient des œufs.

Est-ce que l'apparition de poissons hermaphrodites est un signal d'avertissement pour dire aux humains que nous sommes à risque nous aussi?

Rachel A. Brennan, un prof en génie environnemental au Penn State, s'affaire à un travail de recherche pour trouver une méthode de traitement pour enlever les contaminants de la source d'eau potable. "C'est entendu qu'un humain adulte moyen n'a pas besoin de se préoccuper des effets venant des perturbateurs endocriniens dans l'eau" dit Brennan, mais nous avertit: "Les enfants en pleine croissance, par contre, pourraient être impactés, surtout quand ils sont encore dans l'utérus, car ils sont plus sensibles à ces types de contaminants."

Dans une fiche d'information préparée par le College of Agricultural Sciences du Penn State intitulé "Pharmaceutical Disposal and Water Quality", Jarret et son co-auteur J.A. Clark, on y lit: "Les aqueducs municipaux d'aujourd'hui et les systèmes de traitement d'eaux usées n'enlèvent pas activement ces chimiques de l'eau d'aqueduc et les eaux usées qu'ils traitent, bien qu'une partie importante de ces chimiques sont otés dans les procédés de traitement."

On s'entend habituellement pour dire que plus d'études de recherche sont nécessaires pour mieux connaître les effets, s'il y en a, des quantités de médicaments dans l'eau potable sur l'adulte moyen. Il y a 2 ans, par exemple, des participants dans le sommet Environmental Health Summit en Caroline du Nord en sont venus à la conclusion que "Malgré les préoccupations croissantes sur la présence de traces de pharmaceutiques dans l'eau potable, très peu de preuves sont disponibles pour constater des liens entre ces chimiques et les risques sur la santé humaine."

Brennan dit qu'elle aime dire à son auditoire qu'"Aux États-Unis, notre eau de robinet est très saine" et que c'est l'eau en bouteille qu'elle déconseille. Les composés chimiques dans le plastique peuvent migrer dans l'eau en bouteille, selon elle. De plus, dans bien des cas, l'eau en bouteille, c'est de l'eau de robinet mise en bouteille. Également, le transport, l'entreposage et la disposition des déchets associés à l'eau en bouteille en fait du gaspillage.

Alors si vous vous inquiéter pour ce que contient votre tasse de café, au moins aidez-vous vous-mêmes en vous assurant que le café est fait avec de l'eau d'aqueduc plutôt qu'avec de l'eau en bouteille, parce que celle-ci pourrait en réalité contenir plus de ces types de contaminants parce qu'elle a été en contact avec du plastique pendant si longtemps, nous avertit Brennan.

Le texte ci-haut est une traduction libre partielle d'un texte écrit par Dean A. Haycock, département de recherche à l'université Penn State, en Pennsylvanie
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"PSU Probing Question: Are Drugs in Our Water Harmful?

Some medications are so prevalent, people jokingly suggest they should be added to the water supply. OK, consider it done. Detectable levels of common pharmaceutical medications have been found in drinking water in the United States and Canada.

Public awareness of this issue spiked after a well-publicized 2008 Associated Press article, but researchers have known for decades that the drugs we throw away or put into our bodies wash out into the water supply, said Albert Jarrett, professor of biological engineering at Penn State.

“Technology has advanced so far that we can now detect things in our water that up until recently we were not able to detect,” Jarrett said. “Ten or 15 years ago, we were happy to talk about parts per million; then it became parts per billion. Now it has become parts per trillion.”

If there are minute traces of everything from antibiotics and birth control pills to pesticides and plastics lurking in your morning coffee, is that something you need to worry about? Scientists can’t say for sure yet, said Jarrett, but he believes “there is evidence we need to be concerned.” He cites, as an example, the presence of estrogen-mimicking chemicals, called endocrine disruptors, in many of the toxins in our waterways. These chemicals been linked to changes in the sexual development of fish and other water life. For instance, in a study by the United States Geological Survey, more than 80 percent of male smallmouth bass in the Potomac and Shenandoah rivers were found to be growing eggs.

Is the appearance of hermaphroditic fish an early warning that humans will soon be facing health dangers?

Rachel A. Brennan, assistant professor of environmental engineering at Penn State, is researching a method to help remove contaminants from the water supply. “It is now generally accepted that the average adult human does not have to worry for their own biological safety from endocrine disruptors in the water,” Brennan said. But, she cautioned, “The concern is that developing children, particularly those still in utero, are more susceptible to these kinds of contaminants.”

In a fact sheet released by Penn State’s College of Agricultural Sciences, “Pharmaceutical Disposal and Water Quality,” Jarrett and his co-author J. A. Clark, a Penn State extension educator in McKean County, Pennsylvania, write, “Today’s municipal water and wastewater treatment systems do not intentionally remove these chemicals from the water and wastewater they treat, although a considerable portion of these chemicals are removed in the treatment processes.”

It is generally acknowledged that more studies are needed to determine the effects, if any, the amount of drugs in drinking water may pose for the average adult. Two years ago, for example, participants in an Environmental Health Summit in North Carolina concluded that “Despite rising concerns about the presence of trace amounts of pharmaceuticals in drinking water, little evidence is currently available that associates these chemicals with adverse human health risks.”

Brennan said she always likes to tell her audiences, “In the United States, our tap water is very safe,” and that it is bottled water she recommends avoiding. Chemical compounds can leach out of plastic into bottled water, she said. Furthermore, bottled water is in many cases just bottled tap water. And the shipping, storage and disposal expenses associated with bottled water are wasteful.

So if you are worried about what’s in your coffee, at least help yourself by making sure it is made with tap, not bottled, water. The latter, Brennan warns, “may actually contain more of these types of contaminants because it has been exposed to plastic for so long.”"

Dean A. Haycock
Research/Penn State

published here: http://gantdaily.com/2011/01/23/psu-probing-question-are-drugs-in-our-water-harmful/

Gaz de schiste - Le rapport Tyndall (3)

Photo: democraticunderground.org

Les chercheurs au Tyndall Centre à l'université de Manchester, en Angleterre, ont enquêté sur les impacts du gaz de schiste sur l'environnement et les changements climatiques. L'exploitation du gaz de schiste, ou de shale, est bien lancée aux États-Unis et devra commencer bientôt en Grande-Bretagne.

Voici la 3e partie d'une traduction libre du rapport préliminaire du Tyndall Centre for Climate Change Research. Le texte original est ici: http://www.tyndall.ac.uk/shalegasreport avec un lien pour télécharger le rapport en format pdf de 87 pages.

Le titre du rapport est:

"Shale gas: a provisionnal assessment of climate change and environmental impacts - A research report by The Tyndall Center, University of Manchester with Sustainable Change Co-operative, Report commissioned by The Co-operative. January 2011"

Well casings

Différentes sortes de coffrages peuvent être installés pour sceller le puits des formations avoisinantes et stabiliser le puits une fois qu'il est complété. Le coffrage est habituellement un tuyau d'acier qui double l'intérieur du trou foré et est cimenté en place. Il y a 4 coffrages en ligne, chacun installé à différentes étapes du forage. Les différents types de coffrages qui peuvent être employés sont décrit dans le tableau 2.2 (Table 2.2).

Coffrage conducteur (conductor casing): Durant la première étape du forage, un coffrage conducteur en acier est installé verticalement pour renforcer et stabiliser la surface du sol.

Coffrage de surface (surface casing): Après l'installation du coffrage conducteur, le forage continue jusqu'au fond des aquifères d'eau douce (les profondeurs requises pour la protection de l'eau souterraine varient d'un état à l'autre) et rendu là, un deuxième coffrage, le coffrage de surface, est inséré et cimenté en place.

Coffrage intermédiaire (intermediate casing): Il n'est pas habituellement nécessaire. Il est parfois installé au bout du coffrage de surface pour aller plus profondément. Il est nécessaire seulement pour des raisons bien spécifiques comme pour avoir plus de contrôle sur l'écoulement des fluides et des effets de pression, ou pour protéger d'autres ressources comme des zones de charbon qui pourraient être exploitées ou des zones de storage de gaz. Par exemple, dans l'état de New York, les coffrages intermédiaires pourraient être nécessaire pour des raisons de fluides ou de contrôle, ou sur du cas par cas. Tandis qu'au Wyoming, le coffrage intermédiaire pourrait être requis pour mieux contrôler la pression.

Coffrage de production (production casing): Après que le coffrage de surface est bien en place, le puits est foré jusqu'au filon cible et un coffrage de production est installé soit au début du filon cible ou dedans, selon que le puits sera complété "open-hole", trou ouvert, ou avec un coffrage perforé.

Les exigences pour l'installation des coffrages et d'autres mesures de sécurité varient d'un état à l'autre comme suit:

- La longueur du coffrage de surface selon les aquifères: bien que la plupart des états exigent que les coffrages de surface se prolongent plus profondément que l'aquifère le plus profond, certains ne l'exigent pas. Un sondage du "Ground Water Protection Council (GWPC, 2009) dans 27 états révèle que 25 exigent que le coffrage de surface se prolonge au-delà de l'aquifère le plus profond.

- La cimentation du coffrage de surface: une méthode connue sous le nom de "circulation" peut être employée pour remplir tout l'espace entre le coffrage et le trou du forage (annulus), du bout du coffrage de surface jusqu'à la surface. Ici, le ciment est pompé à l'intérieur du coffrage pour le forcer à monter du fond du coffrage jusque dans l'espace entre l'extérieur du coffrage et le trou de forage. Une fois qu'une quantité suffisante de ciment pour remplir l'annulus soit pompée dans le coffrage, suit une quatité d'eau douce pompée dans le coffrage pour pousser le ciment dans l'espace du trou jusqu'à ce que le ciment apparaîsse à la surface. Selon le GWPC (2009), la circulation du ciment avec les coffrages de surface n'est pas une exigence universelle et dans certains états, la cimentation de l'espace annulaire est requis seulement pour les zones d'eau souterraine les plus profondes mais pas pour toutes les zones d'eau souterraine.

Les puits conventionnels ne sont pas regroupés sur des sites à plusieurs forages, alors c'est possible d'avoir des différences dans le nombre et la distribution des puits par unité de volume de gaz produit.

- La prévention des "blowout" (jaillissements): une fois que le coffrage de surface est en place, certains états, mais pas tous, peuvent exiger que les opérateurs d'installer de l'équipement de prévention de blowout (BOPE) à la surface pour éviter que les fluides sous pression qui rencontrent les foreuses ne remontent pas dans le puits dans l'espace entre le tuyeau de forage et le coffrage de surface.

- La cimentation des coffrages de production: le GWPC remarque que bien que certains états exigent que le ciment circule entièrement à partir du fond jusqu'au sommet du coffrage de production, la plupart des états exigent seulement qu'une quantité suffisante de ciment calculée pour élever le dessus du ciment derrière le coffrage à un certain niveau au-dessus de la formation géologique qui contient le gaz. Dans le rapport du GWPC, on note qu'il y a plusieurs raisons pourquoi une circulation complète de ciment n'est pas toujours requise, dont le fait que dans des puits très profonds, la circulation du ciment est plus difficile à obtenir car le ciment doit être manipuler en plusieurs étapes, ce qui cause un ouvrage de ciment de piètre qualité ou qui peut endommager le coffrage si ce n'est pas fait correctement.

- Le tubage de puits: quelques états exigent également l'usage de tubage de puits inséré à l'intérieur des coffrages expliqués plus haut. Le tubage, comme le coffrage, consiste habituellement de tuyaux en acier mais qui n'est pas cimenté à l'intérieur du puits. Par exemple, en Arkansas, un coffrage de production doit être cimenté jusqu'à 250 pieds au-dessus de tout intervalle en production.

2.2.3 La phase pré-production, fracturation hydraulique

La fracturation hydraulique consiste à pomper un fluide et un agent "proppant" comme du sable dans un trou de puits à grande pression pour créer des fractures dans le roc qui contient des hydrocarbures. Ces fractures commencent au puits d'injection et se prolongent jusqu'à plusieurs centaines de mètres dans le roc réservoir. Le proppant tient les fractures ouvertes, laissant ainsi les hydrocarbures s'échapper dans le trou du puits après que les fluides injectés ( eau de flowback) sont récupérées. Les hydrocarbures arrivent ainsi à la surface.

L'illustration de la page 19 nous montrent les différents équipements qui peuvent se trouver sur un site:

1. La tête du puits et le "frac tree" avec un "goat head"
2. "Flow line", pour le flowback et les tests
3. Le séparateur de sable du flowback
4. Les réservoirs de flowback
5. Les chauffe-lignes
6. La torchère
7. Les camions de pompes
8. "Sand hogs", les contenants de sable
9. Les camions de sable
10. Les camions d'acide
11. Les camions d'additifs de fracturation
12. Le mélangeur "blender"
13. Le centre de contrôle de la fracturation et du monitorage
14. La réserve d'eau douce
15. Le pipeline pour fournir l'eau douce
16. Citernes supplémentaires
17. Chauffe-lignes
18. Le traîneau compteur du séparateur
19. Le collecteur de production

Les fluides de fracturation

La composition des fluides de fracturation varie d'un produit à l'autre et la fonction des fluides varient selon les caractéristiques de le filon cible et les usages visés. Par contre, le fluide de fracturation employé pour la fracturation moderne avec du "slickwater", de l'eau avec des additifs chimiques, est composé typiquement de 98% d'eau et de sable (proppant) avec des additifs chimiques de 2%. Une description du rôle des différents additifs chimiques est à la Table 2.3. L'identité et le profil toxique des différents ingrédients chimiques n'est pas facilement accessible au public, ou même connu, mais sera le sujet de discussion dans la Section 4.

Table 2.3: les types d'additifs des fluides de fracturation

Les usages:

Proppant, ou "props", dans les fractures permet aux gaz et fluides de circuler plus facilement vers le trou du puits.

Acide: nettoyer les intervalles perforés du ciment et des boues de forage avant l'injection des fluides de fracturation, et permet un passage d'accès au filon cible.

Breaker: réduit la viscosité du fluide afin de permettre au proppant de s'insérer dans les fractures et de faciliter le recouvrement du fluide de fracturation.

Bactéricide, biocide: diminue la croissance d'organismes qui pourraient produire des gaz (surtout du sulfure d'hydrogène) qui pourraient contaminer le méthane. Prévient également la prolifération de bactéries qui pourraient réduire la capacité du fluide de transporter le proppant dans les fractrures.

Stabilisateur et contrôle de glaise: prévient le gonflement et la migration des glaises de formation qui pourraient bloquer les pores, donc en réduire la perméabilité.

Inhibiteur de corrosion: réduit la formation de la rouille sur les tuyeaux d'acier, les coffrages, les outils et les citernes qui servent à entreposer les fluides de fracturation qui contiennent de l'acide.

Crosslinker - réticulation: la viscosité du fluide est augmentée en employant des ester de phosphate avec des métaux. Les métaux sont appelés des agents de réticulation. La viscosité accrue des fluides de fracturation permet au fluide de transporter plus de proppant (sable) dans les fractures.

Réducteur de friction: permet aux fluides de fracturatioin d'être injectés rapidement et à des pressions maximales en gardant la friction au minimum.

Agent gélifiant: augmente la viscosité du fluide de fracturation, permettant au fluide de transporter plus de proppant (sable) dans les fractures.

Contrôle de fer: prévient la précipitation des oxydes de métaux qui pourraient boucher la formation géologique.

Inhibiteur de tartre: prévient la précipitation des carbonates et des sulfates (carbonate de calcium, sulfate de calcium, sulfate de barium) qui pourraient bloquer la formation.

Surfactant (agent tensioactif ): réduit la tension de surface des fluides de fracturation, facilitant ainsi le recouvrement des fluides.

Le procédé de fracturation

La fracturation est faite de façon séquentielle (un puit après un autre) et souvent en stages multiples pour chaque puits. Une procédure à plusieurs étapes (multi-stage) nécessite l'isolation du coffrage de production, la perforation du coffrage de production et la fracturation des parties du trou de forage horizontal en commençant par le bout le plus éloigné (appelé toe, ou orteil) en pompant des fluides de fracturation et en maintenant une grande pression. Une opération de fracturation à plusieurs stages, ou étapes, pour un puits latéral de 1,2 km se fait habituellement en 8 ou 13 stages de fracturation.

Pour ce qui est de la pression, l'état de New York indique que les pressions de fracturation dans la formation Marcellus varient entre 5,000 psi (345 bar) et 10,000 psi (690 bar), l'équivalent de la pression d'air dans un pneu d'auto multiplié par 170 fois, parfois jusqu'à 350 fois plus. On y suggère également que l'opérateur pompe de l'eau ou des boues de forage pour tester le coffrage de production avec une pression à au moins la pression maximum anticipée. La pression dans les tests peut dépasser la pression maximum anticipée, mais doit rester sous le niveau de pression de tolérance du coffrage.

La dernière étape avant de fracturer est l'installation d'un "wellhead" aussi appelé "frac tree" qui est conçu et gradué en pression spécifiquement pour l'opération de fracturation. En plus d'inclure le mécanisme pour pomper et contrôler la pression des fluides, le "frac tree" comporte aussi de l'équipement de flowback qui sert à contrôler le fluide de fracturation du puits ainsi que les tuyaux et les collecteurs connectés à un séparateur de gaz et d'eau et les citernes.

Les besoins en eau et en additifs chimiques

Chaque étape d'une fracturation à plusieurs stages nécessite de 1,100 à 2,200 mètres cubes d'eau, et l'opération entière de fracturation à plusieurs stages pour un seul puits nécessite de 9,000 à 29,000 mètres cubes (9 à 29 mégalitres) d'eau, ainsi que des additifs chimiques qui composent jusqu'à 2% par volume, de 180 à 580 mètres cubes d'additifs chimiques (ou de 180 à 580 tonnes selon les densités relatives.

Pour toutes les opérations de fracturation faites sur un site de 6 puits de forage, un total de 54,000 à 174,000 mètres cubes (54 à 174 mégalitres) d'eau devraient être nécessaires pour une premières fracturation hydraulique et les additifs chimiques qui composent jusqu'à 2% du volume, de 1,00 à 3,500 mètres cubes de chimiques ou de 1,000 à 3,500 tonnes selon la densité relative. Bien sûr, les grandes quantités d'eau et d'additifs chimiques doivent être transportées et entreposées sur le site. Pour l'eau, les conditions locales dictent la source de l'eau et les opérateurs peuvent prélever l'eau directement des sources d'eau de surface ou souterraine, ou la faire livrer par camion ou par pipeline. L'état de New York rapporte que les additifs chimiques sont stockés dans des contenants et dans les camions dans lesquels ils ont été transportés et livrés, la plupart dans des contenants en forme de cube faits de polyéthylènes à haute densité (HDPE) de 1 à 1,5 mètres cubes de capacité.

L'eau et les additifs sont mélangés sur le site dans un camion équipé d'un mélangeur. Des tuyaux transfèrent les additifs liquides des containers de stockage au mélangeur ou du puits directement du camion citerne. Les additifs secs sont versés à la main dans un système d'alimentation sur le mélangeur. La solution mélangée de fracturation est immédiatement mélangée avec un proppant, habituellement du sable, et pompé dans le trou de forage.

La suite de la traduction libre de cette étude portera sur les eaux usées de retour (flowback), les opérations méchaniques avant la production et la circulation lourde dans une entrée de blog prochainement.Photo: nyrad.org

Activisme - quand les lois sont contre nous

Photo: USGS


Les lois sur la diffamation servent à faire taire les opposants aux porcheries en Grande-Bretagne. Les opposants aux élevages de porcs industriels qui essayent d'arrêter leur implantation se font menacer par des actions en diffamation coûteuses. Ils ont été prévenus par des avocats qu'ils doivent cesser d'argumenter contre les élevages intensifs, qui pourraient contenir 25,000 bêtes, ou faire face à un procès légal si coûteux qu'il pourrait mener à la ruine.

Cela veut dire que les lois sur la diffamation de la G.-B., si critiquées pourtant, servent à influencer les lanceurs de projets et la façon dont ils prennent des décisions d'intérêt important pour la campagne. Les initiatives légales menacent également d'empêtrer le Secrétaire de la Justice Ken Clarke dans une controverse. Son ministère est impliqué dans la débâcle parce que la porcherie produira aussi de l'électricité pour une prison de femmes voisine. M. Clarke est aussi le ministre qui gère les réformes qui devraient limiter les activités des avocats en diffamation.

La controverse implique un élevage intensif projeté à Foston, dans le Derbyshire, l'un de plusieurs projets qui ont soulevé de l'opposition de groupes environnementaux et de bien-être animal qui disent que leur taille pourrait propager des maladies. Le projet compterait 2,500 truies de reproduction et jusqu'à 25,000 porcs et porcelets dont le purin irait dans une usine de biogaz qui produirait de l'électricité. La prison pour femme Foston Hall tout près de là serait probablement son client pour acheter l'électricité.

Parmi ceux qui s'opposent au projet est la Soil Association, un groupe de promoteurs de fermes biologiques, qui se sont plaint au conseil de South Derbyshire. L'Association dit qu'elle craint que la grande quantité de porcs concentrés à un seul endroit risquerait d'encourager le développement de maladies qui pourraient se propager chez les humains, des maladies comme la salmonelle, et les infections qui peuvent donner la méningite. Sa campagne de promotion a été prise de court par une mise en demeure des avocats Carter-Ruck qui met les met en garde pour les allégations très sérieuses et dommageables qu'elle fait. La lettre ajoute que ses allégations mal conçues et stéréotypées sont inexactes et diffamatoires pour leur client et ne devraient pas être davantage publiées ou répandues. Aussi, la lettre dit que les objections du Soil Association sur les politiques de planification étaient grandement inappropriées et demande que le groupe retire ses objections et rencontre les promoteurs du projet, Midland Pig Producers, avant de faire d'autres commentaires.

La lettre Carter-Ruck est la plus récente d'une série de tentatives d'employer les lois sur les diffamations pour faire taire les critiques des compagnies commerciales. Les scientifiques et les auteurs scientifiques reçoivent de telles lettres, dont un cas dans lequel un écrivain a été traîné en justice pour avoir qualifié les traitements des chiropraticiens comme étant bidons. L'automne passé, un chirurgien plastique a été menacé d'une action en diffamation après avoir dit qu'une crème pour grossir les seins ne fonctionnerait probablement pas.

Keith Mathieson, un avocat de Reynolds Porter Chamberlain spécialisé en médias, a dit hier que la mise en demeure de Carter-Ruck était menaçante et précisait que les gens qui argumentaient dans des applications d'urbanisme peuvent être actionnées pour diffamation seulement si ces personnes mentent délibérément ou avec imprudence.

Lord Melchett du Soil Association dit que les actions en diffamation sont très coûteuses et cela qui rend Carter-Ruck très puissant. Mais ce qui donne du pouvoir au Soil Association est le fait que les gens votent trois fois par jour aux repas sur les méthodes d'élevage des porcs.

Midland Pig Producers disent que le Soil Association est un organisme plus importante et mieux financée qu'elle même et nie qu'ils essayent de faire taire l'opposition.
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"Now libel laws are used to silence pig farm protesters

Campaigners fighting to stop a giant pig farm being built have been threatened with a hugely expensive libel action. They have been warned by lawyers to drop their arguments against the factory farm, which would house 25,000 animals, or face a ruinously costly legal case.

It means that Britain’s widely criticised libel laws are being used to try to influence planners and the way they take decisions of vital interest to the countryside. The legal move also threatens to snare Justice Secretary Ken Clarke in controversy. His ministry has an interest in the planning row because the pig farm is also designed to produce electricity for a neighbouring women’s prison. Mr Clarke is also the minister overseeing reforms expected to restrict the activities of libel lawyers.

The row involves a proposed factory farm in Foston, Derbyshire, one of a number of planned plants that have provoked opposition from environmental and animal welfare groups – who say their huge scale may spread disease. It would house 2,500 breeding sows and as many as 25,000 pigs and piglets and would also use slurry in a biogas plant to produce power. Nearby Foston Hall women’s prison is the most likely customer for the electricity.

Among objectors has been the Soil Association, the organic farming campaign group, which complained to planners at South Derbyshire council. The Association said it feared the high number of pigs in one location would risk producing diseases that could be passed to humans, including salmonella and infections that can produce meningitis. Its campaign has been set back by a letter from libel lawyers Carter-Ruck, which warned of the ‘very serious and damaging allegations that you make’. It added: ‘Your misconceived and formulaic allegations are inaccurate and defamatory of our client and should not be further published or disseminated.’ It also said objections by the Soil Association about planning policy were ‘wholly inappropriate’ and called for the group to withdraw its objections and meet farm promoters Midland Pig Producers before making any further comment.

The Carter-Ruck move is the latest in a series of attempts to use libel laws to silence critics of commercial companies. Scientists and science writers have faced action, including one case in which a writer was sued after referring to ‘bogus treatments’ of chiropractors. The claim was at first upheld before the writer won on appeal. Last autumn a plastic surgeon was threatened with a libel action after saying a £125-a-jar breast enlargement cream was ‘unlikely to work’.

Media lawyer Keith Mathieson, of Reynolds Porter Chamberlain, yesterday called the Carter-Ruck letter ‘menacing’ and pointed out that people arguing in planning applications can be sued for libel only if they lie deliberately or recklessly.

The Soil Association’s Lord Melchett said: ‘Libel actions are very expensive and that gives Carter-Ruck their power. But what gives us our power is that people vote three times a day at mealtimes on whether pigs should be farmed like this.’

Midland Pig Producers argued that the Soil Association was a larger and better-resourced organisation than itself and denied it was trying to silence opposition."

Excerpts from article written by Steve Doughty published here: http://www.dailymail.co.uk/news/article-1348812/Libel-laws-used-silence-pig-farm-protesters.html

Here in America, such legal intimidation is called a SLAPP, and the hog industry doesn't shy away from using those either.

Gaz de schiste - Le rapport Tyndall (2)

Photo: Tyndall - COOP report

Les chercheurs au Tyndall Centre à l'université de Manchester, en Angleterre, ont enquêté sur les impacts du gaz de schiste sur l'environnement et les changements climatiques. L'exploitation du gaz de schiste, ou de shale, est bien lancée aux États-Unis et devra commencer bientôt en Grande-Bretagne.

Voici la 2e partie d'une traduction libre du rapport préliminaire du Tyndall Centre for Climate Change Research. Le texte original est ici: http://www.tyndall.ac.uk/shalegasreport avec un lien pour télécharger le rapport en format pdf de 87 pages.

Le titre du rapport est:

"Shale gas: a provisionnal assessment of climate change and environmental impacts - A research report by The Tyndall Center, University of Manchester with Sustainable Change Co-operative, Report commissioned by The Co-operative. January 2011"

1.2 Les objectifs de l'étude

Comme faisant partie de son travail en cours sur les sources d'énergies non conventionnelles, la Co-operative a mandaté cette courte étude pour fournir une révision et une évaluation des risques et bienfaits du développement des gaz de schiste afin d'éclairci sa prise de position en cette matière. Elle se penche sur l'information en général et aussi en particulier pour la Grande-Bretagne à l'intérieur de l'Union Européenne où il y a de l'intérêt jusqu'à date très mitigé sur l'avenir de la ressource en gaz de provenance des réserves dans le shale et de l'exploration. L'objectif d'ensemble est de tirer de l'information disponible, surtout des É.-U. où l'exploitation du gaz de schiste prend de l'ampleur, pour prendre connaissance des risques potentiels et des avantages du gaz de schiste et réfléchir sur le développement des réserves du shale qui pourraient être trouvées en G.-B.

Ainsi, les questions qui seront évaluées dans cette étude incluent:

- l'empreinte en carbone possible, dont les émissions du cycle de vie, du gaz de schiste à comparer avec les autres sources primaires d'énergie comme le charbon et le gaz naturel conventionnel;

- l'ampleur des ressources connues et la contribution potentielle des émissions de CO2 dans l'atmosphère venant de l'extraction et la combustion des réserves des gaz de schiste exploitables.

- les risques environnementaux clés et les impacts liés avec l'exploitation des gaz de schiste dont: la consommation d'eau, la contamination des sols et des eaux de surface par les chimiques de la fracturation hydraulique et les autres contaminants, ainsi que toutes les autres questions qui pourraient survenir d'une perspective soutenable pour la G.-B.

1.3 Structure du rapport

La section 2 du rapport décrira les procédés de la production du gaz de schiste et se penche sur le développement et la production des réserves aux É.-U.. Cette section discutera également sur les activités autour des gaz de schiste en G.-B.

La section 3 traitera des effets sur les GES de l'exploitation du gaz de schiste.

La section 4 revoit et évalue les impacts environnementaux et les risques qui viennent avec l'exploitation du gaz de schiste ainsi que les impacts cumulatifs et les questions de transport des grandes quantités de gaz de schiste dans la G.-B.

La section 5 résume et tire les conclusions en ce qui a trait aux risques, aux coûts et les avantages du développement de la filière des gaz de schiste en G.-B. en particulier.

2. L'exploitation du gaz de schiste et les réserves

2.1 Vue d'ensemble

Les schistes gaziers sont des formations géologique de shale riche en matières organiques, une roche sédimentaire qui s'est formé de dépôts de boue, de sédiments, de glaise et de matières organiques. Auparavant, ils étaient considérés comme des rocs relativement imperméables servant pour sceller le gaz qui migre vers d'autres dépôts comme du grès perméable et des réservoirs de carbone qui sont la cible de la production du gaz commercial conventionnel. Avec les avancées des technologies de forage et de stimulation de puits (paufinées par la production du gaz conventionnel), par contre, l'extraction du gaz non conventionnel de ces formations de shale moins perméables peuvent être réalisées.

Le développement et l'application combinée du forage horizontal avec la fracturation hydraulique ont permis l'épanouissement du potentiel de production de gaz de ces formations de shale plus serrées et moins perméables, et comme mentionné plus haut, le développement le plus rapide et le plus important du gaz de schiste et des procédés s'y rattachant se sont faits aux É.-U.. Là-bas, l'exploitation du gaz de schiste a augmenté la production de 7,6 milliards de mètres cubes en 1990 (ou 1,4% des réserves totales en gaz aux É.-U.) à environ 93 milliards de mètres cubes (soit 14,3% des réserves totales en gaz aux É.-U.) en 2009.

En se basant sur l'expérience américaine, cette section donnera des détails sur les procédés modernes impliqués dans la production du gaz de schiste et une vue d'ensemble des réserves estimées et les niveaux de production historiques et futures aux É.-U. Il y aura aussi des informations sur les réserves connues et le développement de la ressource en G.-B et dans l'Union Européenne, où l'exploitation du gaz de schiste est à ses tous débuts aux stages exploratoires.

2.2 Les procédés de production des gaz de schiste

2.2.1 Introduction aux procédés du gaz de schiste

Le forage horizontal et la fracturation hydraulique sont les 2 technologies qui ensembles ont le potentiel de permettre l'extraction du gaz de schiste des formations les plus serrées. La fracturation hydraulique, ou fracking, est une technique de stimulation de puits qui consiste à pomper un fluide et un agent proppant (matière de soutient) comme du sable dans le puits à de grandes pressions pour provoquer des fractures dans le roc qui contien des hydrocarbures. Ces fractures commencent dans le puits d'injection et s'étendent jusqu'à quelues centaines de mètres dans le roc réservoir. Les "proppants" maintiennent les fractures ouvertes pour permettre aux hydrocarbures de s'infiltrer dans le trou du puits. Entre 15% et 80% des fluides injectés sont récupérés à la surface.

Le forage directionnel et horizontal permet au puits de pénétrer le long du filon du roc qui contient les hydrocarbures qui peut être moins de 90 mètres d'épaisseur dans la plupart des régions principales de shale aux É.-U. Cela maximise la région du roc qui une fois fracturée, est en contact avec le trou de forage et donc maximise la production du puits en écoulement et en volume de gaz qui peut être extrait du puits.

Excepté pour quelques outils spécialisés, le forage horizontal se fait avec de l'équipement très similaire et avec des technologies très similaires au forage vertical, et en effet, les stages de forage au début sont presque identiques aux puits verticaux typiques des puits de gaz conventionnels. À part de la section verticale de forage et la tête de puits finale, par contre, les procédés de développement et d'extraction sont différentes entre la production du gaz conventionnel et du gaz non conventionnel. Bien que certains puits de gaz conventionnel ont été stimulés avec les méthodes de fracturation hydraulique, la fracturation hydraulique et le forage horizontal sont plus qu'absolument nécessaires pour les puits de gaz de schiste pour qu'ils soit assez productifs et payants.

Les exigences du forage horizontal et de la fracturation hydraulique font que la distribution des puits à la surface au-dessus des formations cibles est différente, et les procédés de l'exploitation se sont adaptés au fil du temps pour les rendre plus efficaces. À partir des premières expériences dans le gaz de schiste au début du 20e siècle, le procédé moderne s'est développé pour aboutir à un modèle type qui regroupe plusieurs puits sur des sites à puits multiples (multi-well pads), des forages horizontaux qui partent de chaque puits et des stages multiples de fracturation avec du "slickwater".

Table 2.1 Les principaux jalons technologiques du gaz de schiste

Au début des années 1990, on exploite du gaz naturel des puits dans le shale. Les forages verticaux sont fracturés hydrauliquement avec de la mousse.

1983: Premier puits foré dans le Barnett Shale au Texas
1980-1990: Usage combiné de fluides de fracturation en gels dans des puits verticaux
1991: Premier puits horizontal foré dans le Barnett Shale
1996: Début de l'usage de fluides de fracturtion appelés "slickwater"
1998: Fracturation avec du "slickwater" dans des puits déjà fracturés avec des gels
2002: Fracturation à plusieurs stages avec du "slickwater" dans des puits horizontaux
2003: Première fraturation hydraulique dans le Marcellus Shale
2007: Sites avec plusieurs puits et regroupement de sites avec plusieurs puits (multi-well pads et cluster drilling)

Le forage horizontal à partir de sites comportant plusieurs forages est maintenant la méthode habituellement la plus employée dans les exploitations actuelles dans le Marcellus Shale par exemple, dans la partie nord de la Pennsylvanie. Ici, un "well pad" est construit typiquement dans le centre de ce qui deviendra un réseau de forages horizontaux. On rapporte que jusqu'à 16 forages, mais plus souvent de 6 à 8 forages sont percés en séquence parallèlement en rangées à partir de chaque site, chaque puits espacés typiquement de 5 à 8 mètres de distance. Chaque forage horizontal peut être typiquement de 1 à 1,5 km de longueur latérale, mais pourrait l'être davantage.

Réseaux multiples des sites à puits multiples

Puisque le réseau des puits forés de chaque site ne peut que rejoindre une région limitée de la formation cible, l'exploitation du gaz de schiste nécessite aussi un réseau de sites de puits dispersés au-dessus de la formation cible. Pour ce qui est de la disposition des sites de puits, l'état de New York mentionne un maximum d'espacement de 9 sites de forage par mille carré (2,6km2). Ceci équivaut à 3,5 sites de forage par km2 environ. En G.-B., Composite energy prévoit que 1 à 1,5 sites par km2 devrait être suffisant en G.-B.

Principales différences entre les procédés d'exploitation du gaz conventionnel et du gaz de schiste non conventionnel

Vu les différences dans les procédés d'exploitation entre le gaz de schiste non conventionnel et le gaz conventionnel des réservoirs perméables, il y a également des différences dans l'intensité de l'effort, de l'usage de la ressource et de génération de déchêts.

Également, bien que le gaz qui provient du shale est généralement identique au gaz conventionnel, il y a néanmoins des différences importantes. La suite de la section 2.2 fournit une description détaillé des procédés impliqués dans l'exploitation des puits de gaz de schiste, dont la construction du site de forage, le forage, la fracturation hydraulique, la production et éventuellement la fermeture du puits et sa mise hors service. L'information détaille la production et le développement du site de forage jusqu'à sa mise hors service.

2.2.2 Avant l'exploitation - initiation et phase de forage

La construction du site de forage (well pad)

Le forage horizontal à partir de sites à plusieurs forages (multi-well pads) est maintenant chose courante comme méthode, avec 6 à 8 puits forés successivement d'un seul site (pad). Chaque site exige une surface suffisante pour accommoder le stockage des fluides et l'équipement nécessaire pour les opérations de fracturation à gros volume ainsi que l'équipement plus lourd du forage horizontal. Selon l'état de New York, les dimensions moyennes d'un site à plusieurs forages sont habituellement de 1,5 à 2 hectares pendant les phases de forage et de fracturation, avec des sites de plus de 2 hectares parfois. La surface moyenne d'un puits en exploitation (s'il y a de la réhabilitation) est souvent de 0,4 à 1,2 hectares.

Le forage

La profondeur du forage vertical dépendra de la formation géologique cible et sa localisation, et typiquement, les puits seront forés verticalement au travers des couches de roc et des aquifères à une profondeur d'environ 150 mètres au-dessus du filon cible, pour qu'ensuite une tour de forage plus grosse pour le forage horizontale la remplace sur le site où de l'équipement différent est employé pour forer les portions verticales et horizontales, afin de partir à un angle la section horizontale du trou de forage appelé "kicking off".

La section verticale de chaque puits, dont la section qui est forée au travers de n'importe quel aquifère d'eau douce, sera typiquement forée avec soit de l'air comprimé ou une boue d'eau douce comme fluide de forage. Contrairement aux sections verticales, le forage horizontal utilise de l'équipement avec des boues de forage. Pour de tels équipements, les boues de forage sont nécessaires pour:

- activer et refroidir le moteur "downhole" employé pour le forage directionnel;
- l'usage d'outils de navigation qui doivent avoir de la boue pour transmettre les données des détecteurs;
- stabiliser le foret horizontal pendant le forage;
- retirer efficacement les rognures de forage du forage horizontal.

Certains opérateurs peuvent aussi forer le puits horizontal avec de l'air en employant de l'équipement spécial pour contrôler les fluides et les gaz qui pénètrent dans le trou de forage.

Pour ce qui est des déblais de forage (les rognures de roc), un seul puits foré verticalement d'une profondeur de 2 km et latéralement de 1,2 km génèrerait environ 140 mètres cubes de déblais de forage. Un site de forage avec 6 puits va donc générer environ 830 mètres cubes de déblais. Pour des fins de comparaison, un puits conventionnel foré à la même profondeur (2 km) génèrerait environ 85 mètres cubes.

La suite de la traduction libre de cette étude portera sur les coffrages, les ingrédients dans les fluides de fracturation et les demandes en eau dans une entrée de blog prochainement.Photo: Marcellus-shale.us

Ma mère, ma meilleure amie, 1923-2011

Golfe du Mexique - une découverte troublante

Photo: sciencephoto.com

Une expédition dans les bas fonds du Golfe du Mexique fait la découverte de boules noires gluantes mystérieuses. Voici la traduction d'un petit reportage dans un quotidien local.

J'ai débarqué du WeatherBird II à mi-chemin de la croisière de Pensacola, en Floride. Cinq jours plus tard, un courriel du scientifique en chef David Hollander avec l'en-tête: "Yuck!"

Aussitôt sorti de l'eau, le WeatherBird II prend le chemin pour Perdido Pass, à 2 milles environ d'Orange Beach, en Alabama. Quand l'équipe remonta le préleveur de spécimens à la surface, ils ont été choqué par ce qu'ils ont vu: les cylindres étaient pleins de matière gluante noire qui avait exactement l'air du pétrole brut. Mais cela ne réagissait pas comme du pétrole: les scientifiques étaient capable de s'en laver les mains sans problèmes, et cela sentait comme du souffre, pas du pétrole. "En tant que sédimentologiste, je peux vous dire que personne d'entre nous n'avait jamais rien vu de tel dans le Golfe du Mexique" dit Hollander "surtout pas dans de l'eau peu profonde. Cela n'avait pas d'affaires là."

L'endroit était aussi intéressant. Selon Hollander: "cet endroit était continuellement assujetti au pétrole pendant 2 mois dans la région de la côte et l'usage massif de dispersants dans les eaux peu profondes près des côtes."

De retour aux laboratoires de l'université de South Florida, les expériences commencent. Il semblerait que la matière gluante noire est composée de plancton mort et d'autres organismes qui se sont agglomérés ensemble. Mais pourquoi est-ce que toutes ces formes de vie sont mortes? John Paul, un professeur d'océanographie biologique, a testé l'eau tirée de la boue et cette eau s'est avérée excessivement toxique. Alors il s'agirait d'une sorte d'empoisonnement, mais est-ce la faute de BP? Ou est-ce que ces organismes ont entré en contact avec un autre poison dans le Golfe?

Selon Hollander, cela ne fait pas de doute: "ces sédiments particuliers se sont accumulés dans la dernière année et leur origine serait contemporaine avec le désastre de BP dans le Golfe du Mexique et l'usage de dispersants" dans la région.

Hollander continue ses tests et les résultats définitifs ne seront pas disponibles avant des semaines. Tout ce qu'il sait, c'est que beaucoup d'organismes marins sont morts et ont formé une masse roulante toxique marine sur les fonds marins jusqu'à ce que l'équipe de WeatherBird II s'est adonné à la pincer. Ce qui nous fait demander: quoi d'autre se cache sous ces supposément belles vagues toutes propres?
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"The Mystery of the Black Goo

I got off the WeatherBird II mid way through the cruise in Pensacola, Florida. Five days later, an e-mail arrived from chief scientist David Hollander, subject line: "Yuck!"

As soon as it was back out on the water, the WeatherBird II headed to Perdido Pass, about two miles from Orange Beach, Alabama. When the team pulled up the multi-corer, they were stunned by what they found: the cylinders filled with pitch black, gelatinous goo that looks exactly like crude oil. But it didn't act like oil: the scientists were able to wash it off their hands easily, and it smelled strongly of sulfur, not petroleum. "As a sedimentoloist I can tell you that none of us have ever seen anything like this in the Gulf of Mexico," Hollander says, "especially not in shallow water. It certainly didn't belong there."

The location was also interesting. According to Hollander, "this exact area was subjected to over two months of continuous oiling of the shoreline region and the widespread use of dispersants in near-shore shallow waters."

Back at the University of South Florida laboratories, the experiments began. It turns out the black goo is made up of dead plankton and other organisms that adhered to each other. But why did all these life forms die? John Paul, a professor of biological oceanography, tested the waters from the mud and they came back, in his words, "toxic as all bejesus." So there has been some kind of poisoning, but was it BP? Or did these organisms run into some other poison in the gulf?

According to Hollander, it's certain "that these unique sediments have accumulated within the past year and that their origin is contemporaneous with the timing of the oiling and use of dispersants" in the area.

Hollander's tests are ongoing and definitive results will take weeks. All he knows is that a whole lot of marine organisms died and formed a "toxic marine tumble weed," rolling around on the ocean floor until the Weatherbird team happened to poke it. Which kind of makes you wonder: what else are those supposedly healthy waves hiding?"

Excerpts from article written by Naomi Klein published in The Nation here: http://www.thenation.com/article/157667/mystery-black-goo

Gaz de schiste - Le rapport Tyndall (1)

Photo: New York State 2009

Les chercheurs au Tyndall Centre à l'université de Manchester, en Angleterre, ont enquêté sur les impacts du gaz de schiste sur l'environnement et les changements climatiques. L'exploitation du gaz de schiste, ou de shale, est bien lancée aux États-Unis et devra commencer bientôt en Grande-Bretagne.

Financé par la Coopérative, le rapport démontre comment l'exploitation du gaz de schiste risque beaucoup de contaminer les sols et les eaux de surface. Pour ces raisons seules, le rapport demande qu'un moratoire sur l'exploitation du gaz de schiste soit déclaré tant que notre compréhension des procédés d'extraction ne sera pas plus complète.

Finalement, le rapport conclue que dans un monde assoiffé d'énergie, n'importe quelle nouvelle source de combustible fossile ne peut qu'augmenter les émissions de carbone. Dans le cas du gaz de schiste, cela retarderait probablement l'introduction de sources d'énergie alternatives renouvelables. "Par conséquent, si nous sommes sérieux dans nos engagements pour éviter les changements climatiques dangereux, le seul endroit sécuritaire pour le gaz de schiste est dans les profondeurs de la terre." dit le professeur Kevin Anderson du Tyndall Centre et de l'université de Manchester.

Le texte ci-haut est une tradution libre de l'introduction du rapport préliminaire du Tyndall Centre for Climate Change Research. Le texte original est ici: http://www.tyndall.ac.uk/shalegasreport avec un lien pour télécharger le rapport en format pdf de 87 pages.

Le titre du rapport est:

"Shale gas: a provisionnal assessment of climate change and environmental impacts - A research report by The Tyndall Center, University of Manchester with Sustainable Change Co-operative, Report commissioned by The Co-operative. January 2011"

qui pourrait se traduire par: Le gaz de schiste: une évaluation provisoire des impacts sur les changements climatiques et environnementaux - Un rapport de recherche fait par The Tyndall Center, University of Manchester, avec la Coopérative Changements soutenables, un rapport accrédidté par The Co-operative. Le rapport porte la date de janvier 2011.


Sommaire

Ce rapport, accrédité par The Co-operative, fournit une évaluation provisoire des risques et avantages de l'exploitation du gaz de schiste, dans le but de renseigner la position du The Co-operative sur cette source d'énergie non conventionnelle. L'analyse dans le rapport se penche sur deux questions spécifiques associées avec l'extraction et la combustion du gaz de schiste.

Premièrement, il détaille les émissions potentielles de GES de la Grande-Bretagne et mondiales provenant d'un nombre varié de scénarios selon les prédictions actuelles de la ressource en gaz de schiste. Deuxièmement, il se penche sur les risques associés avec l'exploitation du gaz de schiste pour la santé et l'environnement. On doit préciser qu'un problème autour de l'évaluation de ces questions est le manque de données fiables. À date, le gaz de schiste n'a été exploité qu'aux États-Unis, et bien que les estimations initiales ont été faites, il est difficile de quantifier les ressources possibles dans les autres parties du globe, dont la Grande-Bretagne.

Aussi, l'information sur les aspects de la santé et l'environnement est de qualité variable et seulement maintenant enclanche-t-on des efforts systématiques pour mieux comprendre ces questions. Donc, bien que nous nous efforçons d'assurer l'exactitude de l'information dans ce rapport, il ne peut qu'être aussi juste que l'information sur laquelle il se base. C'est bien clair, par contre, que bien que l'exploitation du gaz de schiste au niveau mondial ne nécessite pas autant d'énergie et d'eau à des quantités élevées comme les autres sources d'énergie non conventionnels comme le pétrole extrait des sables bitumineux, il pose des risques potentiels à la santé humaine et l'environnement. Principalement, la possibilité que des chimiques dangereux pénètrent les eaux souterraines durant les procédés d'extraction doit être le sujet de plus de recherche rigoureuse avant que l'on considère laisser cette industrie prendre de l'expansion.

De plus, bien qu'on fait la promotion du gaz de schiste comme étant un moyen de transition vers un avenir avec moins de carbone, aucune preuve disponible n'indique que cela pourrait être le cas. C'est difficile d'entrevoir autre chose que de voir le gaz de schiste utilisé en plus des autres réserves de combustibles fossiles et ajouter au fardeau du carbone. Cela pourrait ajouter un autre 11ppmv de CO2 au-dessus des niveaux prévus sans le gaz de schiste, un estimé qui pourrait augmenter si l'exploitation du gaz de schiste dépasse les scénarios envisagés. Cela pourrait s'ajouter si les investissements en gaz de schiste retarderaient les investissements nécessaires dans les technologies à zéro ou très faible carbone.

Conclusions principales:

Les faits aux États-Unis laissent voir les risques de contamination des sols et de l'eau de surface venant de l'exploitation des gaz de schiste, et tant que la preuve de base est présentée, une approche de précaution au développement en Grande-Bretagne et en Europe serait la seule action responsable. La profondeur de l'exploitation du gaz de schiste pose des défits majeurs pour identifer catégoriquement les passages de contamination des eaux souterraines par les produits chimiques employés durant le procédé d'extraction. Une analyse de ces substances indique que plusieurs ont des propriétés toxiques, cancérigènes ou autrement dangereuses. Il existe amplement de sources non-confirmées aux États-Unis que des contaminations des sols et des eaux de surface se sont produites dans plusieurs endroits. Cela a incité l'EPA (Environmental Protection Agency) des É.-U. à lancer un programme de recherche pour améliorer les connaissances de ces risques. Les résultats initiaux devraient être rendus vers la fin de l'année 2012. Des actions au niveau des États également: par exemple, le 11 décembre 2010, le gouverneur de l'état de New York a émis un ordre exigeant plus d'analyses sur la fracturation hydraulique dans la formation du shale du Marcellus et la cessation de toute fracturation d'ici le 1er juillet 2011 au moins. L'analyse dans ce rapport démontre clairement que les risques associés avec les impacts cumulatifs d'assez de puits pour contribuer suffisamment aux besoins énergétiques de la Grande-Bretagne ne peuvent pas être écartés, même s'ils pourraient être négligeables au niveau d'un seul puits. Étant donné l'exigeance des états membres de l'Union Européenne d'employer le principe de précaution, l'exploitation des gaz de schiste devrait être retardée jusqu'à ce qu'au moins l'EPA aura déposé son rapport, et dépendant de ses conclusions, peut-être davantage.

Il y a très peu de données pour avancer que le gaz de schiste jouera un rôle clé comme source d'énergie de transition vers une économie faible en carbone. Si l'on mesure les cycles de vie respectifs, les émissions de CO2 des gaz de schiste seront probablement légèrement plus élevées que celles des autres sources de gaz conventionnel. Néammoins, il y a très peu de preuves selon les données disponibles sur le gaz de schiste aux É.-U. que celui-ci remplace ou sera un substitut important du charbon. De plus, les projections prévoient que le gaz de schiste continuera d'être employé en plus du charbon afin de satisfaire les besoins énergétiques croissants. Si les émissions de carbone doivent respecter les diminutions de l'Accord de Copenhagen de 2 degrés C., les sources d'électricité sans carbone sont nécessaires. Ce besoin de décarboniser rapidement nous fait questionner davantage n'importe quel rôle le gaz de schiste pourrait jouer comme source d'énergie de transition puisque son exploitation n'est pas encore commencée, excepté aux É.-U. De plus, il est important d'insister que le gaz de schiste pourrait être une source d'énergie faible en carbone seulement s'il est combiné au stockage de carbone, une technologie qui n'a pas encore fait ses preuves. Si un maximum de carbone (carbon cap) significatif était fixé, alors l'impact d'un prix du carbone faciliterait le remplacement du charbon par le gaz de schiste dans des pays en voie d'industrialisation.

Sans un maximum d'émissions de carbone (cap on emissions) global (GHG), l'exploitation des gaz de schiste devrait augmenter les émissions nettes de carbone. Dans un monde en soif d'énergie, où la croissance du PIB continue de dominer la scène politique et que les contraintes efficaces et sévères sur les émissions de carbone de la planète ne soient pas mises en place, l'exploitation d'une ressource fossile augmentera probablement la consommation d'énergie et les émissions qui viennent avec. Cela diminuera davantage toute possibilité déjà très mince de maintenir les changements de température globale à ou sous 2 degrés Celsius et donc augmentera le risque de s'engager dans une période de changements climatiques dangereux. Si les rendements en gaz de schiste ressemblent aux scénarios mondiaux, les augmentations d'émissions résulteraient à des concentrations atmosphériques additionnelles de CO2 de 3-11ppmv d'ici 2050.

Des réductions rapides de carbon nécessitent des investissements importants dans des technologies zéro carbone et cela serait retardé par l'exploitation du gaz de schiste. Les investissements requis pour exploiter les gaz de schiste seront importants. Relativement à la réduction des émissions de carbone, ces investissements seraient beaucoup plus efficaces si ils visaient des technologies véritablement zéro ou très faible carbone. Si l'argent va dans les gaz de schiste, alors il y a un danger réel que cela retarderait le développement et le déploiement de telles technologies.

Conclusions clés spécifiques à la Grande-Bretagne

Les besoins en eau de l'exploitation de gaz de schiste imposeraient des pressions considérables aux ressources en eau localement en G.-B. L'exploitation du gaz de schiste nécessite beaucoup d'eau. Puisque les ressources en eau dans plusieurs régions de la G.-B. sont déjà éprouvées, cette demande d'eau pourrait apporter des problèmes importants et additionnels au niveau local. L'exploitation du gaz de schiste en G.-B. apportera problablement des défis de plus. Le risque de contamination des ressouces en eau de l'aquifère par des chimiques dangereux utilisés dans l'exploitation deviendra probablement une source d'objections locales.

De plus, la Grande-Bretagne est denséement peuplée et par conséquent n'importe quels puits d'extraction de gaz de schiste seront relativement près des centres urbains. La proximité d'une telle exploitation causera une variété d'inquiétudes locales dont: le forage causera des activités de surface pendant plusieurs mois, sinon des années, ce qui générera de la pollution par le bruit potentiellement envahissant. Aussi, l'intensité de la circulation routière de camions pendant la construction de la tour de forage aura un impact important sur des routes déjà engorgées. De plus, les demandes en usage de terrains pour l'exploitation sera la source de pressions sur les ressources en occupation du territoire déjà en rareté.

1. Introduction

1.1 Mise en contexte

Vu que les réserves en gaz naturel conventionnel sont en déclin partout dans le monde, le gaz de schiste s'est révélé comme une nouvelle source de gaz non conventionnel avec un potentiel important. Aux États-Unis, la production de gaz de schiste est passée d'environ 7,6 milliards de mètres cubes en 1990 (ou 1,4% des réserves en gaz aux É.-U.) à environ 93 milliards de mètres cubes (14,3% des réserves totales des É.-U.). Les prévisions en énergie prédisent que le gaz de schiste prendra plus de place pour répondre à la demande en gaz aux É.-U. pour les 20 prochaines années. Cette augmentation est en grande partie grâce aux avancées importantes dans les techniques de forages horizontaux et les stimulations, ainsi que le raffinage, en plus des diminutions de coûts de ces technologies. La fracturation hydraulique est la plus importante de ces nouvelles techniques.

Cette nouvelle semblance d'abondance du gaz de schiste aux É.-U. (ainsi qu'ailleurs) a poussé plusieurs à dire que le gaz de schiste pourrait en principe remplacer potentiellement les sources d'énergie plus grandes en carbone comme le charbon dans la production d'électricité. En se basant sur cela, l'argumentaire est que la production croissante de gaz de schite pourrait devenir un pas de transition vers une économie plus faible en carbone aux É.-U. et potentiellement ailleurs, et on l'a baptisé "bridging fuel".

Que le gaz de schiste puisse avoir ces bienfaits, par contre, dépend sur un nombre varié de facteurs dont l'empreinte carbone d'émissions de gaz à effet de serre du nouveau procédé d'extraction nécessaire pour la production du gaz de schiste et comment cela se compare avec les autres sources primaires d'énergie comme le gaz naturel conventionnel et le charbon. En tant que source de gaz non conventionnel qui nécessite des intrants additionnels et des procédés pour différents taux de rendement de gaz, on ne peut pas tout simplement prétendre que du gaz, c'est du gaz et que l'intensité des GES du gaz de schiste non conventionnel est semblable à celle du gaz conventionnel, et du même coup, beaucoup moindre que d'autres sources d'énergie comme le charbon. À date, cela est un aspect qui n'a pas été étudié en détails et par conséquent, ce n'est pas clair quel sera l'impact d'un changement pour le gaz non conventionnel sur les émissions des GES.

En plus des questions en suspens sur l'ampleur des améliorations des GES grâce aux gaz de schiste, les technologies de forage et de fracturation hydraulique nécessaires pour l'exploitation du gaz de schiste apportent avec elles également un nombre d'impacts environnementaux négatifs et des risques. Une quantité de préoccupations a été soulevée sur les risques à la santé et l'environnement ainsi que d'autres impacts négatifs liés avec les procédés et les technologies employés dans l'exploitation du gaz de schiste. Parmis ceux-là: la contamination de l'eau de surface et souterraine par des chimiques utilisés dans le procédé de fracturation hydraulique et le déplacement de contaminants souterrains comme les métaux lourds, les chimiques organiques et les matières naturellement radioactives (NORMS); les déchêts dangereux générés et à traiter; les questions sur la ressource, dont des quantités importantes d'eau nécessaires pour les procédés de fracturation hydraulique; les usages des terres, les impacts sur les infrastructures et le paysage. Les risques environnementaux qui viennent avec la fracturation hydraulique en particulier sont devenus apparents aux É.-U.

Il y a eu un nombre d'incidents et des reportages de contamination causés par l'exploitation du gaz de schiste, et le procédé est le sujet d'une enquête détaillée de l'EPA des É.-U. depuis mars 2010, un programme de recherche qui se penchera sur les impacts sur la sécurité et les risques qui devra fournir des résultats préliminaires vers la fin de l'année 2012. Certains législateurs de quelques états penchent vers un moratoire sur la fracturation hydraulique pendant que les risques sont évalués. Dans l'état de New York, par exemple, le 3 août 2010, le sénat a voté sur une règlementation pour cesser la fracturation hydraulique pour l'exploitation du gaz de schiste ou du pétrole jusqu'au 15 mai 2011 ainsi que l'arrêt d'octrois de tels permis. Le 11 décembre 2010, le gouverneur de l'état de New York a passé un véto sur ce règlement et l'a remplacé avec un ordre dictant au Department of Environmental Conservation (DEC) de mener une révision complète et une analyse sur la fracturation hydraulique dans le shale du Marcellus.

L'ordre exige que la fracturation hydraulique à haut volume dans un forage horizontal ne serait pas permise avant le 1er juillet 2011. Il est donc clair que les bienfaits potentiels en GES qui peuvent ou ne pas être acquis en exploitant le gaz de schiste sont liés avec un nombre de risques et de coûts environnementaux qui doivent être pris en ligne de compte dans une équation complexe de risques-coûts-gains. En plus des coûts directs, les risques et les bienfaits potentiels de l'exploitation des gaz de schiste, il y a aussi le potentiel de coûts indirects en investissant dans le gaz de schiste comme "bridging fuel". Ici, il y a la possibilité que le développement du gaz de schiste détourne notre attention et les investissements pour des solutions d'énergies renouvelables qui sont à la base d'une économie faible en carbone.

La suite de la traduction libre de cette étude portera sur ses objectifs, sa structure et un résumé des étapes de l'exploitation et sera dans une entrée de blog prochainement. Photo: askchesapeake.com

La loi des conséquences non voulues - ou les effets pervers

La loi des effets pervers: dans les sciences sociales, les conséquences non voulues sont les résultats d'une action qui en voulait d'autres. Les effets pervers peuvent être positifs ou négatifs. Le concept existe depuis longtemps mais a été popularisé au 20e siècle par le sociologiste américain Robert K. Merton.

Selon Merton, les effets pervers peuvent être regroupés en trois catégories:

- Un bienfait positif, inattendu, qui pourrait passer pour de la bonne chance

- Un effet négatif, inattendu qui s'ajoute à l'effet désiré de l'action entreprise

- Un effet pervers contraire à l'intention originale lorsque l'action a été engagée, quand la solution empire le problème

Robert K. Merton donne 5 causes possibles des conséquences non voulues:

1. L'ignorance. C'est impossible de tout prévoir, ce qui mène à une analyse incomplète.

2. Une erreur. Une analyse incorrecte d'un problème ou tout simplement une répétition d'une habitude qui fonctionnait auparavant mais ne s'applique plus à la situation présente.

3. Bienfait à court terme qui pourrait prendre le dessus des bienfaits à long terme.

4. Des valeurs de base pourraient exiger ou interdire certaines actions même si le résultat à long terme pourrait être négatif (ces conséquences à long terme pourraient éventuellement provoquer des changements dans les valeurs de base).

5. Prophétie auto-destructrice: la peur que certaines conséquences pousse certaines personnes à trouver des solutions avant l'apparition du problème, ce qui fait que le problème inexistant n'est pas anticipé.

La loi des effets pervers est un avertissement qu'une intervention dans un système complexe crée toujours des résultats inattendus et souvent indésirables. C'est aussi un avertissement qui nous dit que les humains ne peuvent pas complètement contrôler le monde autour d'eux.

L'article ci-haut est la traduction d'un texte écrit par Lowell E. Hedges, un prof à la retraite et ancien inspecteur du Elgin Local School District dans Marion County.

Je pense personnellement que l'on peut appliquer facilement la loi des effets pervers dans le dossier des gaz de schiste au Québec, surtout dans la façon que le gouvernement et l'industrie ont présenté la chose à la population.
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The Law of Unintended Consequences

The Law of Unintended Consequences. What is this law? In the social sciences, unintended consequences are outcomes that are not the outcomes intended by a particular action. The unintended outcomes may be positive or negative. The concept has long existed but was named and popularized in the 20th century by the American sociologist, Robert K. Merton.

According to Merton, unintended consequences can be roughly grouped into three types:

- A positive, unexpected benefit usually referred to as serendipity or a windfall.

- A negative, unexpected detriment occurring in addition to the desired effect of the policy (e.g., while irrigation schemes provide people with water for agriculture, they can increase waterborne diseases that have devastating health effects, such as schistosomiasis).

- A perverse effect contrary to what was originally intended (when an intended solution makes a problem worse), such as when a policy has a perverse incentive that causes actions opposite to what was intended.


Robert K. Merton lists five possible causes of unanticipated consequences:

1. Ignorance (it is impossible to anticipate everything, thereby leading to incomplete analysis).

2. Error (incorrect analysis of the problem or following habits that worked in the past but may not apply to the current situation).

3. Immediate interest, which may override long-term interests.

4. Basic values may require or prohibit certain actions even if the long-term result might be unfavorable (these long-term consequences may eventually cause changes in basic values).

5. Self-defeating prophecy (fear of some consequences drives people to find solutions before the problem occurs, thus the nonoccurrence of the problem is unanticipated).

The law of unintended consequences is a warning that an intervention in a complex system always created unanticipated and often undesirable outcomes. It is also a warning that humans cannot fully control the world around them.

Lowell E. Hedges is a retired associate professor of teacher education and is a former superintendent of the Elgin Local School District, Marion County.

Excerpts from article published here: http://www.marionstar.com/article/20110116/OPINION/101160302