Photo: democraticunderground.orgLes 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
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