Photo: stevebeckow.comLes 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 7e 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"
3.2.2 Comparaisons du shale avec le gaz conventionnel par unité d'énergie extraite
L'importance des émissions additionnelles de CO2 de 348 à 438 tonnes pour extraire le gaz de schiste à comparé avec les sources de gaz conventionnel dépend du rendement du puits. Encore une fois, c'est un facteur qui varie selon le site du puits. Plus le volume de gaz naturel extrait d'un puits est grand, moins est l'importance des émissions supplémentaires produites par la fracturation sur le système dans son ensemble.
Les implications des émissions de l'étape de fracturation sur les émissions totales par Terra Joule (TJ) d'énergie produite ont été évaluées. Nous avons employé le tableau ci-haut qui détaille les émissions par puits et les données tirées de la littérature disponible sur les différentes grosseurs de puits de schiste. On devrait accepter les taux d'émissions avec précaution, puisqu'ils se fient sur une quantité d'hypothèses dont plusieurs se fient sur les données d'un seul site de gaz de schiste. Jusqu'à quel point ces données s'appliquent à d'autres sites de gaz de schiste reste à prouver.
Les résultats du Table 3.3 des émissions de CO2/TJ de gaz naturel qui est extrait de différents réservoirs met en lumière l'importance des taux de rendement sur les impacts dans leur ensemble de l'étape supplémentaire de la fracturation hydraulique. Dans un taux de rendement (production) faible, les émissions pendant l'exploitation ont une contribution plus grande aux émissions totales/TJ, et dans le cas du gaz de schiste, la fracturation a un impact sur les augmentations d'émissions. Les émissions additionnelles des sources fugitives pendant la fracturation et le transport vers et du site des matériaux de fracturation pourraient également augmenter les émissions. Toutefois, pour un puits de schiste avec un taux élevé de rendement, comme du shale du Marcellus, l'impact des émissions des fracturations pourrait être moindre sur les émissions totales. De plus, il y a un nombre de mesures d'atténuation qui pourraient être prises qui pourraient réduire davantage les émissions de l'extraction du gaz.
En assumant la vie active d'un puits serait de 8 années, il a été présumé que le puits serait fracturé de nouveau qu'une seule fois. Si la vie du puits serait prolongée encore plus grâce à des fracturations supplémentaires, alors il y aurait des émissions additionnelles générées par chaque étape de fracturation. Le DECC appuie cette hypothèse qui cite dans son rapport que les nouvelles fracturations seraient faites tous les 4 ou 5 ans dans des puits successifs (DECC, 2010). Le gaz initialement en place ( la quantité de gaz présumée dans un réservoir) et conséquemment les réserves varieront d'un site à l'autre. Le tableau 3.4 résume ceci avec les taux de production de chaque puits pour différents bassins de gaz de schiste. Il est à noter la grandeur du bassin du Marcellus shale à comparer avec les autres sites. Le DECC présume que par analogie avec les autres sites de production de gaz de schiste en Amérique, le potentiel des réserves de gaz de schiste en Grande-Bretagne pourrait se chiffrer à 150 bcm (DECC, 2010).
Pour ce qui est de comparer les taux de production dans la table 3.4 à des sources de gaz conventionnel, la littérature nous donne un aperçu des rendements par puits des différentes sources de gaz et les prévisions futures. Un rapport du Massachusetts Institute of Technology (MIT) avance que c'est possible d'extraire beaucoup plus de gaz initialement en place (GIIP) d'une source conventionnelle à comparé avec des formations de schiste ou semblables (MIT, 2010). "La ressource conventionnelle existe habituellement dans des accumulations discrètes et bien définies sous la surface (réservoirs) dont les valeurs perméables plus grandes. De telles ressources de gaz conventionnel peuvent habituellement être exploitées avec des puits verticaux, et ont des taux de recouvrement économiques de plus de 80% du gaz initialement en place (GIIP). Au contraire, les ressources non conventionnelles sont dans des accumulations où la perméabilité est basse. De telles accumulations incluent les formations de grès serré (tight), des filons de charbon et de schiste. Les accumulations de ressources non conventionnelles sont souvent distribuées sur une plus grande surface que les accumulations conventionnelles et nécessitent habituellement des stimulations de puits pour produire de façon rentable. Les facteurs de recouvrement sont beaucoup plus faibles, typiquement de l'ordre de 155 à 30% du GIIP selon MIT, 2010.
C'est évident que le volume ultime de gaz initialement en place dans un réservoir est d'une grande importance. Les récupérations ultimes prévues (EUR) des puits dans des accumulations continues (schiste) sont habituellement plus faibles que les EUR de puits de gaz conventionnel selon le US Geological Survey National Oil and Gas Resource Assessment Team, 1995. Par contre, les comparaisons faites en 1995, ou même celles d'aujourd'hui, ne s'appliquent pas nécessairement pour l'avenir, puisque les quantités des sources conventionnelles nouvellement découvertes semblent moindres, bien que cela pourrait être à cause de l'augmentation de l'exploration des sources non conventionnelles, déformant peut-être ainsi les statistiques colligées selon le US Geological Survey (2002). Le rendement de production quotidienne des puits aux É.-U. a atteint un sommet en 1971 à environs 435 milles pieds cubes de gaz par jour par puits (MCFB/D/W) et est à la baisse à 160 milles pieds cubes de gaz par jour par puits en 1985 et continue au niveau de 1985 jusqu'en 1999. Le puits moyen aujourd'hui produit le tiers du gaz de la moyenne de production des puits des années 1970. La décroissance de production pourrait être dûe en partie à l'augmentation du nombre de forages dans les accumulations de gaz continus qui ont en général des EUR moins élevés que les puits forés dans des accumulations de gaz conventionnels.
Les données du US Geological Survey sont appuyées par les données du Texas rapportées par Swindell (1999) et mises à jour en 2005. L'information dans le tableau 3.5 vient de Swindell (2005) qui s'est penché sur les taux de diminution de production des puits de gaz au Texas. L'étude met en lumière la décroissance de la quantité de gaz récupéré des puits de gaz au Texas entre 1971 et 2005 et présente les données du taux de décroissance de la première année (le rythme de décroissance de production d'un puits à partir de sa première année de production jusqu'à sa 2e année) en 1971 étant de 10% à comparé à 61% en 2005. Des tendances semblables au travers la planète laissent présager une tendance vers des découvertes de gaz conventionnelles plus petites qui sont plus difficiles à exploiter.
Pour résumer:
- Les prévisions présentées ici ne se basent pas sur des données d'émissions révisées par des pairs
- Le potentiel de réserves du DECC pour la Grande-Bretagne de 150 bcm se base sur une analogie avec des sites de gaz de schiste semblables aux États-Unis
- Les émissions produites par la fracturation hydraulique sont basées sur des données venant de 8 procédés de fracturation hydraulique dans le Marcellus Shale; il n'y a pas assez de données pour affirmer que ce qui se passe dans le Marcellus est transférable aux sites trouvés en G.-B.
- Le point déterminant semble être le taux de rendement par puits; donc plus la quantité de gaz naturel extraite d'un puits est grande, moins est la quantité d'émissions/TJ d'énergie extraite générée par la fracturation hydraulique.
- Bien que le rendement de chaque puits n'est pas mentionné pour les bassins de la G.-B., il est estimé que les émissions de CO2 additionnels par puits seraient parmi les prévisions les plus élevées de la table 3.3, car le potentiel des réserves de la G.-B. est faible à comparer avec les bassins aux É.-U. détaillés dans le tableau 3.4
- À l'avenir, faire des comparaisons directes entre les sources de gaz conventionnel et non conventionnel ne tiendront probablement pas la route, puisque les sources de gaz conventionnel sont à leur déclin.
Il est donc possible de venir à la conclusion que bien les émissions produites par l'exploitation du gaz de schiste pourraient être plus élevées que par l'exploitation du gaz conventionnel, elles seraient probablement négligeables.
3.2.3 Comparaison entre les émissions générées par l'exploitation des gaz de schiste avec les émissions directes produites par la combustion du charbon
La dernière question serait de savoir à quel point l'énergie additionnelle requise pour extraire le gaz de schiste dépasserait les diminutions de CO2 grâce au gaz naturel à comparé avec le charbon en bout de ligne. L'évaluation des émissions du cycle de vie devrait idéalement comparer les trois sources, mais il n'y a pas de données suffisantes pour le faire adéquatement.
Les émissions additionnelles produites par l'extraction du gaz du schiste sont comparées avec les émissions directes produites par la combustion du charbon et du gaz naturel (tableau 3.6). La quantité relativement faible de ces émissions additionnelles est exagérée par la quantité d'émissions directes produites par la combustion du gaz naturel conventionnel et le charbon. De plus, des avantages additionnels surviennent quand le gaz naturel remplace le charbon lors de la conversion de la source d'énergie en énergie utilisable, à cause de l'efficacité de la conversion. Une centrale électrique au charbon a une efficacité thermique qui varie de 36% ( pulvérisé) à 47% ( nouvelle centrale supercritical) et une centrale au gaz varie de 40% à 60% selon POST, 2005.
Le tableau 3.6 illustre les émissions directes produites par le gaz naturel et le charbon à comparé avec les émissions additionnelles produites par l'exploitation du gaz de schiste.
a: les données sont aux limites supérieures et inférieures des prévisions d'émissions du tableau 3.3. Les données dépendent de la quantité de gaz extrait par puits et la quantité présumée de nouvelles fracturations par puits. Il est à noter que les données représentent les extrêmes supposés et ne sont pas représentatives de tous les sites de schiste.
b: bien que d'inclure les émissions de l'exploitation et la production du gaz conventionnel et du charbon serait une bonne chose, il y a très peu de données disponibles au public et la quantité des émissions produites par de tels procédés sont très dépendantes de la grosseur et les qualités du réservoir, rendant une comparaison générale valable difficile à faire.
3.2.5 L'atténuation des émissions de l'exploitation du gaz naturel
Les principales occasions pour minimiser les émissions générées par l'exploitation du gaz naturel sont: l'utilisation de sources plus faibles en carbone au lieu du diesel pour les pompes, les compresseurs et le transport, et installer des technologies pour diminuer les fuites sur tout l'équipement de transformation du gaz sur le site. Les 2 solutions apporteront des économies proportionnelles aux sources conventionnelles et non conventionnelles.
3.3 L'impact potentiel du gaz de schiste sur les émissions globales
Bien que la section précédente se concentrait sur les émissions produites par l'exploitation du gaz de schiste, ce qui suit donnera un aperçu des impacts potentiels que la combustion du gaz de schiste pourrait avoir en termes d'émissions de carbone en G.-B. et dans le monde. Afin d'étudier cette question, 2 scénarios principaux ont été détaillés. L'un se concentre sur la G.-B. et l'autre aura une perspective globale. Il est à noter que ces scénarios ne sont pas une prédiction sur ce qui pourrait se produire; ils étudient simplement les déroulements si des quantités spécifiques de gaz de schiste étaient pour être exploitées.
3.3.1 Les scénarios en Grande-Bretagne
Quatre scénarios ont été détaillés pour la G.-B.
• 150bcm – croissance rapide
• 150bcm – croissance style É.-U.
• 300bcm – croissance rapide
• 300bcm – croissance style É.-U.
Comme cela a été expliqué en 2.4, le récent rapport publié par le DECC proposait 150bcm comme estimé se la réserve de gaz en G.-B. (DECC, 2010). Donc il a servi de point de départ pour les scénarios. Toutefois, si nous regardons ce qui se passe aux É.-U., nous constatons que les estimés des réserves techniquement récupérables ont été révisés à la hausse considérablement depuis les dernières années (voir la table 2.9). Par exemple, les estimés du Annual Energy Outlook de l'EIA en 2011 dans le rapport préliminaire sont plus de 100% plus importantes qeu leur rapport de 2010. Devant une telle échelle d'incertitude, 300bcm pour la ressource de gaz de schiste de la G.-B. est donc une prévision conservatrice vers le haut de tous les possibilités.
Vu que le gaz de schiste n'est pas encore exploité commercialement en G.-B., les scénarios couvrent 2 taux différents d'exploitation. La première nommée "croissance rapide" prend pour acquis que le gaz de schiste sera exploité rapidement et que la ressource s'épuisera dans un délai relativement court. Cette sorte d'exploitation est semblable à une courbe type Hubbert. La 2e, nommée "croissance type É.-U." se base sur les taux projetés actuels d'augmentation de production de gaz de schiste aux É.-U. C'est important de prendre note toutefois qu'il y a beaucoup d'incertitude dans ces données de croissance. Comme les montants estimés de la ressource techniquement récupérable a doublé, les données prévues de production de 2035 ont doublées également. Le 2.8 indique comment cela change la croissance de la production de gaz de schiste. Même cela pourrait être une sous-estimation puisque les données de production du gaz de schiste de 2009 laissent comprendre que la croissance actuelle pourrait être plus rapide que laisse voir ces données. Certains commentateurs ont avancé que les taux d'exploitation aux É.-U. seront beaucoup plus rapides que les prévisions de l'EIA avec un pic entre 2020 et 2025, effectivement comme une courbe Hubbert (Roper, 2010).
Le tableau 3.1 indique la production de gaz de schiste selon chacun de ces scénarios. M. King Hubbert prédisait que la production de pétrole dans une région géographique suivrait une courbe en forme de cloche, augmentant rapidement avant de décroître rapidement également. Avec cette idée en tête, il fit la prédiction que la production de pétrole aux États-Unis atteindrait un pic vers 1970, une prédiction qui s'est avérée vraie. Une courbe Hubbert, un dérivé d'une courbe de logistique, est souvent employée comme une approximation des taux de production d'une ressource au travers le temps. Avec ces scénarios, il est donc possible de se pencher sur les implications potentielles sur les émissions de carbone de l'exploitation du gaz de schiste.
Comme on peut le constater avec le tableau 3.1 et 3.7, la majorité du gaz de schiste est extrait avant l'an 2050. Durant la période entre 2010 et 2050, la combustion de ce gaz résulterait en émissions entre 284 et 609 MTCO2, ce qui équivaudrait à entre 2% et 4,3% du budget total de CO2 de la Grande-Bretagne. En assumant que les budgets carbone de la G.-B. sont respectés, alors les émissions additionnelles produites par le gaz de schiste devront être compensées par des réductions ailleurs. Cela pourrait être accompli en remplaçant le charbon par le gaz de schiste, qui, grâce aux émissions plus faibles des centrales au gaz, pourrait permettre plus d'électricité produite tout en générant moins d'émissions. Cela pourrait se faire si le gaz de schiste remplace le gaz importé, résultant en aucune consommation additionnelle de gaz en G.-B., et donc pas d'émissions additionnelles associées avec cette consommation. Toutefois, dans un système mené par le marché, il est également possible qu'une chute du prix du gaz, potentiellement déclenché par des réserves croissantes de gaz de schiste mondiales et britanniques, pourrait remplacer la production d'énergies renouvelables par des centrales au gaz, infligeant des pressions supplémentaires pour atteindre les objectifs. Un autre risque de réductions d'émissions pourrait vouloir dire que les prévisions d'exploitation de gaz de schiste en G.-B. encourageraient des investissements additionnels dans la production d'énergie à base de combustibles fossiles dans l'attente que la capture et stockage du carbone (CSS) baisserait d'autant le carbone. Toutefois, la capture du carbone n'a toujours pas fait ses preuves, et jusqu'à date, beaucoup moins d'efforts ont été mis dans le CCS pour le gaz que pour le charbon. À cause de cela, nous devons prévoir que cela ne prendra jamais un très grande importance.
Il n'est pas possible de faire des prévisions réalistes et précises sur l'usage qu'on fera du gaz de schiste exploité en G.-B. et les impacts subséquents que cela pourrait avoir sur les niveaux d'émissions totales. Toutefois, en considérant nos efforts vis-à-vis les changements climatiques, il est difficile de prévoir des argumentations positives. Bien qu'il soit possible que le gaz de schiste puisse remplacer le charbon à l'intérieur de la G.-B., les bienfaits seraient annulés par la consommation du charbon et des gaz de schiste ailleurs dans le monde.
Il est à noter que même dans un scénario de croissance rapide de 300bcm, même à son sommet, le gaz de schiste contribuerait seulement pour 30% de la demande totale en gaz, alors les importations joueraient encore un rôle important. Vu la croissance rapide et la décroissance de ce scénario, n'importe quelle substitution du gaz importé serait temporaire.
La consommation globale du charbon et du gaz de schiste: En Grande-Bretagne, les temps-limite cibles pour atteindre nos cibles de diminutions d'émissions sont telles que le charbon (sans les CCS) sera en décroissance peu importe si le gaz de schiste est exploité ou pas. Les exigences croissantes pour la G.-B. sont qu'on doit trouver des façons de réduire la dépendance aux combustibles fossiles, pas d'en exploiter davantage. Toutefois, même si le gaz de schiste ne générerait pas davantage d'émissions en G.-B. ( c'est-à-dire qu'il remplacerait les importations de gaz) dans un monde affamé d'énergies, tout gaz non importé par la G.-B. serait consommé ailleurs avec autant d'augmentation d'émissions. En d'autres mots, bien que la demande mondiale en combustibles fossiles demeure élevée, toute nouvelles sources de combustibles fossiles (même si elles sont relativement plus faibles en carbone par unité disponible d'énergie) seront achetées, brûlées et conséquemment ajouteront au fardeau global d'émissions. Elles ne remplaceront pas d'autres combustibles fossiles, et donc déclarer que le gaz de schiste est une option viable faible en carbone pour la Grande-Bretagne ne peut pas se concilier avec l'esprit des promesses de la G.-B. en changements climatiques.
3.3.2 Les scénarios mondiaux
Comme en Grande-Bretagne, le potentiel d'exploitation de gaz de schiste est très incertain. La seule estimation de la ressource globale qui a pu être trouvé est dans un rapport du US National Petroleum Council (NPC, 2007). On y constate une quantité d'environ 450,000 bcm en gaz de schiste mondial. En prenant cette donnée comme point de départ, 3 scénarios peuvent en découler:
- Exploitation intensive: en présumant que 40% de la ressource totale est réellement récupérable;
- Exploitation moyenne: en présumant que 20% de la ressource totale est réellement récupérable;
-Exploitation faible: en présumant que 10% de la ressource totale est réellement récupérable.
Pour chacun de ces scénarios, nous présumons que 50% de la ressource totale récupérable est exploitée d'ici 2050, avec 100% de la ressource récupérable exploitée d'ici 2100. En l'absence d'une politique substantielle et efficace pour réduire considérablement les émissions globales et avec la croissance continue en demandes d'énergie, il est très possible que n'importe quelle ressource serait exploitée à une plus brève échéance, donc cet estimation est probablement conservatrice. Le déroulement de ces scénarios sont détaillés dans la Table 3.8.
Considérant que la demande globale en énergie continuera d'augmenter, c'est probable que toutes les ressources additionnelles de combustibles fossiles exploitées seront consommées en plus de celles existantes en ce moment. Sans pressions importantes pour réduire les émissions de carbone, il est difficile de prévoir que le gaz remplacerait le charbon: il serait probablement consommé en plus du charbon. En considérant les 3 scénarios d'exploitation mondiale, ce combustible fossile supplémentaire générera des émissions supplémentaires cumulatives au cour de la période entre 2010 et 2050 de 46 à 183 GTCO2, l'équivalent d'une concentration atmosphérique supplémentaire de CO2 de 3 à 11 ppmv. C'est clair que cela représente seulement la moitié de la ressource exploitée et ces données pourraient doubler pour la période jusqu'à l'année 2100 si toute la ressource récupérable était pour être exploitée. Cela présume une fraction d'émissions aériennes de 45%.
La suite de la traduction libre du rapport Tyndall portera sur les impacts sur la santé humaine et l'environnement, ainsi que les conclusions du rapport Tyndall dans une entrée de blog prochainement.
Photo: wvobserver.com
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