Fracturation Hydraulique [PDF]

Zitiervorschau

Université Larbi Tébessi – Tébessa Institut des Mines Département des Mines et de Géo technologie

Fracturation hydraulique

Plan de travail 1. Introduction 2. Définition 3. Histoire de fracturation hydraulique 4. Pourquoi la fracturation hydraulique ? 5. Comment se développent les fractures hydrauliques ? 6. Les notions fracturation hydraulique 6.1 Principe de la fracturation hydraulique 6.2 But de fracturation hydraulique 6.3 Critères sur le choix des puits à fracture 6.3.1 Réservoir 6.3.1.1 Nature du réservoir 6.3.1.2. Interface des fluides en place 6.3.1.3. Nature des fluides en place 6.3.1.4. Perméabilité du réservoir 6.3.2. Historique du puits 6.3.3. Economie de l’opération 7. Notions de base sur la fracturation hydraulique 7.1 Notion de contrainte

7.1.1. Les contraintes 7.1.2. État local des contraintes en profondeur 7.2 Propriétés mécaniques des roches 7.3 Géométrie de la fracture

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7.3.1. Orientation de la fracture selon la profondeur 7.3.2. Contraintes principales et orientation de la fracture 7.3.3. Pression de fracturation 7.3.4. Gradient de fracturation (GF) 7.3.5. La géométrie de la fracture 8. Fluide de fracturation 8.1. Les additifs 8.2. Agents de soutènement (proppant) 8.3 Composition et rôle du fluide de fracturation 9. Fonctionnement technique 9.1 Description du procédé 10. Principaux impacts environnementaux de la fracturation hydraulique 10.1. Les risques pendant le forage 10.2. La pollution de l’eau 10.3. Les risques chimiques liés aux additifs 10.4. La pollution de l’air 10.5. Les tremblements de terre 10.6. L’effet de serre 10.7. L’occupation de terrains 11. How Is Fracturing Accomplished en English? 12. Conclusions 2

1.

Introduction Le pétrole, du latin petra et oleum, soit « huile de pierre » est une huile minérale naturelle

utilisée comme source d'énergie. Il est issu d'un mélange variable d'hydrocarbures (molécules composées d'atomes de carbone et d'hydrogène) associé à d'autres atomes, principalement de soufre, d'azote et d'oxygène. Sa formation est le fruit de la transformation lente de matière organique, souvent végétale, qui se dépose sur le fond des océans et qui, sous l'effet de la pression des autres couches qui s'accumulent et d'une augmentation de température se transforme peu à peu en kérogène, puis en pétrole. Le pétrole se faufile ensuite entre les roches où il a été formé et remonte vers la surface de la terre. Mais en chemin, il est piégé par des roches non perméables. Ce sont ces sites que les compagnies pétrolières traquent afin d'effectuer des forages pour exploiter le pétrole. En fonction de la composition du pétrole et de la roche dans laquelle il s'est formé, on distingue différent type. La séparation la plus commune consiste à faire la distinction entre pétrole conventionnel et pétrole non conventionnel, en fonction de sa densité ou « légèreté ». Fracturation hydraulique est une fissuration massive d'une roche au moyen d'une injection d'un liquide sous pression. Cette technique permet de récupérer du pétrole ou du gaz dans des substrats trop denses, où un puits classique ne produirait rien ou presque. La technique de fracturation hydraulique est prévue pour remédier, ou même améliorer le raccordement normal du puits avec le réservoir, afin d’augmenter la perméabilité, et par conséquent, la productivité et le débit de production dans les puits horizontaux et les puits verticaux. 2. Définition La fracturation hydraulique (hydraulic fracturing ou fracking  en anglais) est une technique de fracturation des formations géologiques à faible perméabilité par l’injection d’un fluide à haute pression. Elle permet entre autres d’extraire des hydrocarbures dits non conventionnels, piégés dans des roches peu poreuses et peu perméables (ex : gaz de de schiste, gaz de réservoir compact, etc.).

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Figure 01 La fracturation hydraulique est la technique d’extraction qui permet entre autres de récupérer le gaz de schiste. L’opération se décline principalement en trois étapes : le forage, la fracturation et la récupération. 3. Histoire de fracturation hydraulique La fracturation hydraulique pour la stimulation des puits de pétrole et de gaz naturel a été utilisée pour la première fois aux États-Unis en 1947. Elle a été utilisée pour la première fois commercialement par Halliburton en 1949 et, en raison de son succès dans l'augmentation de la production des puits de pétrole, elle a été adoptée dans l'ensemble de l'industrie et est maintenant utilisée dans le monde entier dans des dizaines de milliers de puits de pétrole et de gaz naturel chaque année. La première utilisation industrielle de la fracturation hydraulique remonte à 1903. Avant cette date, la fracturation hydraulique était utilisée à la carrière du mont Airy, près du mont Airy, en Caroline du Nord, où elle était (et est toujours) utilisée pour séparer les blocs de granit du substratum rocheux. Les digues et seuils volcaniques sont des exemples de fractures hydrauliques naturelles. La fracturation hydraulique intègre les résultats des disciplines de la 4

mécanique de la rupture, de la mécanique des fluides, de la mécanique des solides et de l'écoulement de milieu poreux. 4. Pourquoi la fracturation hydraulique ? La fracturation hydraulique permet d'extraire le gaz jusqu'à 10 fois plus rapidement qu'un gaz non stimulé puits et peuvent ne pas être justifiés dans tous les puits. La fracturation augmente le coût du gaz de veine de charbon l'extraction et n'est généralement effectuée que si la production de gaz d'un puits est par ailleurs trop faible être économique. La perméabilité du réseau de fractures diminue généralement avec le temps parce que l'agent de soutènement retourne au puits pendant la production. C'est ce qu'on appelle le reflux d'agent de soutènement et dans les cas extrêmes de reflux, les fractures peuvent se refermer partiellement (Stephenson et al. 2003). D'autres dommages à la fracture peuvent survenir à la suite d'un concassage ou d'un enfouissement de l'agent de soutènement dans le charbon, de la précipitation des minéraux dans la fracture et du colmatage partiel des perforations du puits. Pour ces raisons, les puits de gaz de veine de charbon sont parfois refracturés au cours de leur vie. 5.

Comment se développent les fractures hydrauliques Les fractures hydrauliques se développent ou se propagent dans la direction de moindre

résistance. Croissance des fractures dépend des conditions sur le site, y compris la géologie, l'amplitude des contraintes et d'autres les facteurs. Cela peut être difficile à prévoir car la direction de la moindre résistance change selon les propriétés mécaniques de la roche, le régime de contraintes des forces agissant sur le la roche et le modèle naturel de fracture préexistant. Des mesures de contraintes in situ peut être utilisées pour déterminer les tendances locales et régionales des directions de contrainte qui peuvent ensuite être utilisées de manière fiable pour prédire la direction de croissance des fractures hydrauliques. Un exemple de réseau de fractures naturelles dans le charbon est illustré à la figure 01.

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Figure 01 An example of natural fractures in coal . 6. Les notions fracturation hydraulique 6.1 Principe de la fracturation hydraulique On entend par fracturation hydraulique le procédé qui consiste à créer une conductivité dans une roche, à partir d’un puits par l’injection de fluide porteur d’un agent de soutènement à des pressions suffisamment élevées. Le plus souvent on dit que la fracturation hydraulique d’un réservoir se traduit par l’ouverture d’une fracture existante (cas d’un réservoir naturellement fissure) et très rarement par l’initiation d’une nouvelle fracture (réservoir compact). Il est largement démontré que la fracture se développe perpendiculairement à la Contrainte principale minimale en place. Le traitement par fracturation hydraulique est appliqué généralement dans les réservoirs à faible perméabilité d’origine ou dans les formations fortement Endommagées, ou la production reste toujours faible. Il est donc normal de vouloir augmenter la productivité du réservoir, par la création d’une liaison formation puits, qui aura une perméabilité nettement supérieure à celle de la matrice pour le premier cas et d’aller au-delà de l’endommagement dans le second cas. Une bonne réussite d’un traitement dépend essentiellement :  

Du choix du puits candidat. Des réserves en places restantes récupérables (économique).

 Du profil des contraintes (favorable). 6.2 But de fracturation hydraulique 6

La stimulation par fracturation hydraulique est une opération consistant à créer un drain Perméable dans la roche réservoir. L’objectif est de : 

Modifier certaines propriétés pétro physiques de la roche et augmenter la Productivité ou l’injectivité.



Augmenter la vitesse de récupération grâce à l’amélioration de l’indice de Productivité.



Créer des by-pass entre le réservoir et le fond de puits donc une bonne Conductivité dans Laquelle le fluide s’écoule vers le fond de puits.

6.3 Critères sur le choix des puits à fracture La sélection du puits candidat est pour l’orienter par ce qu’il n’existe pas une règle à Suivre. Donc, Avant de sélectionner un puits il faut rassembler et classer les informations nécessaires du gisement (réservoir – puits) et sans oublier le cote économique de l’opération. 6.3.1 Réservoir 6.3.1.1 Nature du réservoir Le succès ou l’échec de l’opération de la fracturation hydraulique on peut l’estimer d’après la nature de la roche réservoir parce que les roches réservoirs peuvent être fracturées plus ou moins facilement mais le problème qui se pose : Est-ce qu’on peut la soutenir par les agents de soutènement ou non ? Par exemple le cas d’une roche dite tendre (peu consolidées) il y a l’instruction des agents de Soutènement. 6.3.1.2. Interface des fluides en place La réalisation d’une fracturation hydraulique nécessite la connaissance parfaite des interfaces des fluides en place, car il est essentiel d’éviter l’extension, par exemple le gaz et / ou l’eau pour un puits à huile. 6.3.1.3. Nature des fluides en place La compatibilité des fluides de stimulation et celles en place est très importante, car on Peut rencontrer des problèmes :  formation des émulsions stables.  formation des précipités, et des résidus de différentes natures …etc.

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6.3.1.4. Perméabilité du réservoir La connaissance plus précise de la perméabilité est essentielle dans le cas de choix du puits à fracturer. Par exemple les valeurs de la perméabilité obtenue par des mesures sur les carottes et surtout l’interprétation des essais sur puits donnent :  l’indice de productivité IP  conductivité de la formation kh.  Endommagement a l’abord du puits (skin effet) 6.3.2. Historique du puits Dans cette partie on peut citer toutes les opérations entreprises au cours du : 

Forage (opération de diagraphie).



Des essais de la production (dernière remontée de pression, dernier jaugeage)



Traitement précédents (s’il y a lieu).



Puits voisins.



Puits producteurs.



Puits injecteurs.



Les puits proches fracturés : Caractéristique de chaque puits c'est-à-dire les caractéristiques de production avant et Après la fracturation.



Complétion du puits : La complétion doit adapter au traitement qui devra réaliser. La réalisation du traitement implique donc, une bonne isolation des niveaux à stimuler. Une excellent liaison formation / gaine de ciment / tubage, ainsi que l’état des équipements Du puits permettent l’injection en toute sécurité, donc il est nécessaire de prévoir un Coefficient de sécurité afin de faire face à toute augmentation possible de pression au cours de traitement.

6.3.3. Economie de l’opération L’intérêt économique de la fracturation hydraulique est de l’estimation de la rentabilité du traitement qui nécessite une évaluation précise du :  Cout de traitement proprement dit.  Cout des opérations préalables. La rentabilité du traitement exige un amortissement dans un délai raisonnable varie suivant :  La situation géographique. 8

 Nature de fluide en place (huile, gaz, …etc.) 7. Notions de base sur la fracturation hydraulique Les propriétés mécaniques des roches, ainsi que l’état complet des contraintes régnant à l’intérieur doivent être déterminées, pour l’évaluation de ces variables principales, on va se baser sur le concept de la mécanique des roches. 7.1 Notion de contrainte 7.1.1. Les contraintes D’une façon générale, les formations sont soumises à différentes contraintes, qui S’associent entre elles pour maintenir ces roches en état de compression La contrainte σ est définie comme étant la force appliquée par unité de surface. 7.1.2. État local des contraintes en profondeur Il existe deux types de contraintes  Contraintes principales totales (i).  Contraintes principales effectives (σi) Ces contraintes sont liées entre elles par la relation suivante :

σi = i – α P (i = 1, 2, 3) cm

α1 cb Avec : PC : Pression de couche. Cm : Compressibilité de la matrice. Cb : Compressibilité de la roche poreuse. α : constante de BIOT (0≤ α ≤1), α 1

Figura 02 : Contraintes exercé.

7.2 Propriétés mécaniques des roches 9

Les roches sont caractérisées par : Le module de Young (E). Le coefficient de poisson (υ). Le module de cisaillement (G). 7.3 Géométrie de la fracture 7.3.1. Orientation de la fracture selon la profondeur Les expériences ont montré que les fractures sont développées suivant les plans horizontaux ou verticaux. Pour des profondeurs inférieures à 600 mètres, il est possible d’obtenir les fractures dans les plans horizontaux. Pour des profondeurs supérieures à 600 mètres, le poids des sédiments fait que la fracture se développe uniquement dans les plans verticaux. 7.3.2. Contraintes principales et orientation de la fracture Aux profondeurs supérieures à 1000 m (ou l’on peut négliger la résistance à la traction de la roche vis-à-vis des contraintes appliquées) l’orientation théorique des fractures serait définie très approximativement par les relations. 7.3.3. Pression de fracturation Est en fonction :  De l’état de contrainte s’exerçant sur le réservoir,  Des conditions aux limites,  De la mobilité du fluide injecté.

PF=Pw+Ph+Pf Avec : Pw : pression d’injection en tête. Ph : Pression hydrostatique. Pf : Pertes de charge qui peuvent avoir deux composants :  pertes de charges dans le tubing  pertes de charges au niveau des perforations et aux abords de puits.

7.3.4. Gradient de fracturation (GF) 10

Par définition, le gradient de fracturation est égal au rapport de pression de fracturation et la profondeur de la formation. GF =

PF H

Avec : PF : pression de fracturation. H : la profondeur. 7.3.5. La géométrie de la fracture Dans le cas d'une fracture verticale, on admet généralement : soit une fracture verticale symétrique par rapport au puits. soit une fracture totalement asymétrique par rapport au puits

soit partielle asymétrique

Figure 03 : la géométrie de la fracture. 8.

Fluide de fracturation Le choix du type de fluide de fracturation se fait en fonction des propriétés du réservoir.

Généralement on utilise les fluides à base d’eau, certains réservoirs contiennent de l’argile sensible à l’eau et on utilise d’autres types de fluides tels que des gaz (le dioxyde de carbone, l’azote, le propane) et des fluides à base de pétrole. L’eau est le fluide le plus utilisé en raison du 11

fait qu’elle est peu couteuse et abondante. Les qualités principales d’un fluide de fracturation sont les suivantes : 

Forte viscosité et faible filtration pour obtenir une bonne épaisseur, une bonne Extension de fracture et assurer une bonne mise en place des agents de soutènement.



Faible perte de charge pour limiter la puissance de pompage nécessaire lors de L’injection.



Bonne compatibilité avec les fluides de formation, faible teneur en produits Solides insolubles pour ne pas endommager la formation



Facilement déplaçable par les hydrocarbures en place dans le gisement, forte Viscosité (lors du dégorgement) et faible densité pour faciliter le dégorgement et la mise en production.

8.1. Les additifs Des nombreux additifs sont souvent nécessaires pour l’opération de fracturation. Le choix de leur nature et de leur concentration doit être fait avec soin en fonction des Paramètres de gisement et des conditions opératoires. Là encore les tests en laboratoire sont primordiaux. En particulier, on cite les suivants :  XLFC-1B : mixte sur bas  NE-118 : séparé entre eau et huile sur phase.  BF-7L : augmenter le PH.  XLW-56 :( cross linked) augmenter la viscosité.  Breaker : - hyperme CRB (solide) travail dans haut température. - enzyme G (liquide) travail dans haut PH. 8.2. Agents de soutènement (proppant) Le sable est l’agent de soutènement le plus employé, en particulier à cause de son coût inférieur à celui des autres produits. En effet, en ce qui concerne les agents de soutènement, la propriété la plus importante est la conductivité en condition de fond, c'est-à-dire sous contrainte, en température et en présence des fluides de gisement. La conductivité étant le produit de la perméabilité par l’épaisseur de la fracture. Cette conductivité dépend plus particulièrement des facteurs suivants : 

Granulométrie des agents de soutènement.



Transport des agents soutènement et remplissage de la facture.

Température, temps et nature des fluides de gisement. 12

8.3 Composition et rôle du fluide de fracturation Le fluide de fracturation est composé de près de 95% d’eau, de 4,5% de sable et d’approximativement 0,5% d’additifs chimiques. Cette composition peut varier d’un industriel à un autre. o L’eau est le fluide vecteur de la pression permettant de briser la roche et de transporter le sable. L’eau douce est privilégiée pour dissoudre les sels contenus dans la roche-réservoir et faciliter l’accès aux hydrocarbures. o Le sable est utilisé comme « agent de soutènement » (proppant en anglais) : il s’insère dans les fissures ouvertes et a pour effet d’empêcher la roche de se refermer. La couche géologique devient alors poreuse, ce qui facilite l’écoulement des gaz et huiles jusque-là emprisonnés dans la roche peu poreuse, y compris lorsque l’injection d’eau sous pression est interrompue. Le sable peut être remplacé par d’autres agents de soutènement tels que des billes de verres, de métal, de céramique ou de résine.

Figure 04 Schéma réalisé par l'IFP montrant deux cas de fracturation hydraulique,

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Depuis un forage vertical ou horizontal. L'eau sous pression provoque un réseau de fractures que des particules solides ajoutées à l'eau empêchent de se refermer. On remarque la grande profondeur de ces forages, au-delà de 1.000 mètres et bien en dessous des nappes phréatiques. La quantité et la nature des produits chimiques varient d’un réservoir à un autre selon les caractéristiques du milieu à fracturer (profondeur, température, perméabilité, porosité, etc.). Ces produits sont principalement de 4 types : 

Des biocides ou désinfectants pour éliminer l’activité bactérienne de la couche rocheuse ou de l’eau injectée en profondeur ;



Des réducteurs de friction pour faciliter la circulation de l’eau et diminuer la consommation de fluide et d’énergie induite ;



Des gélifiants ou épaississants pour accroître la viscosité de l’eau, garder le sable en suspension et le transporter jusque dans les fissures les plus éloignées ;



Des produits permettant de casser « l’effet gélifiant » des produits précédents, avec un effet décalé dans le temps afin que le retrait du fluide vers la surface (une fois le pompage terminé) cesse d’entraîner le sable ayant vocation à rester dans les fissures de la roche. Ces additifs sont très dilués et certains d’entre eux sont d’usage courant. La composition du

fluide de fracturation est parfois restée inconnue dans le passé, sous couvert du secret industriel, ce qui a renforcé les inquiétudes du grand public. En 2010, le Sénat américain et l’association américaine pour la protection de l’environnement (EPA) ont demandé aux 9 grands opérateurs utilisant la fracturation hydraulique de publier la liste des produits chimiques utilisés dans leur « cocktail » de fracturation. La législation américaine impose désormais aux compagnies de communiquer la liste des additifs utilisés.

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Figure 05 Exemple de la liste des additifs employés par Range Ressources dans le gisement américain de Marcellus Shale. 9. Fonctionnement technique 9.1 Description du procédé La technique de fracturation hydraulique consiste à injecter un mélange d'un fluide (généralement de l'eau, cas qu'on retiendra dans la suite de la fiche), de sable et d’additifs chimiques sous haute pression (de l’ordre de 300 bars à 2 500 m de profondeur) dans des roches peu poreuses et peu perméables afin de les fracturer. Le mélange de gaz ou d’huile remonte à la surface ainsi qu’une partie de l’eau et des additifs injectés. La fracturation hydraulique est souvent associée à la technique de forage horizontal qui consiste à orienter en profondeur le tubage dans l’axe de la couche rocheuse sur 1 à 3 km. Un emboîtement de tubage d’acier cimenté « casing » permet d’isoler totalement le puits et d’éviter les fuites d’hydrocarbures ou du fluide de fracturation injecté en profondeur.

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Figure 06 : Construction de puits horizontaux. Avant de procéder à la fracturation hydraulique, une série de trous de faible diamètre (moins de 12 mm) est percée le long du tubage horizontal par détonation d’une petite charge d’explosifs. Ces trous permettent le contact du fluide de fracturation sous forte pression avec la roche qui est fracturée et maintenue ouverte par le sable et les adjuvants chimiques. Les fissures de la roche mesurent quelques millimètres de large et se propagent sur des dizaines de mètres dans la couche forée. L’injection du fluide de fracturation peut durer quelques heures à quelques jours. Il est possible de répéter plusieurs fois le processus de fracturation sur un même puits afin de réactiver un réseau de fissures lorsque la production de ce puits diminue. On qualifie cette opération de « multifracking ».

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Figure 07 Exemple d’utilisation de la fracturation hydraulique dans le cas d’une exploitation de gaz de schiste.

10. Principaux impacts environnementaux de la fracturation hydraulique Le développement de la fracturation hydraulique devra prendre en considération plusieurs impacts environnementaux. 10.1. Les risques pendant le forage Comme indiqué précédemment, il est nécessaire d’employer des techniques de forage particulières pour pouvoir procéder ensuite à la fracturation hydraulique. Par conséquent, les risques spécifiques des puits déviés s’ajoutent aux risques habituels liés au forage d’hydrocarbures. Il s’agit de risques d’explosion, de fuites de gaz et de sulfure d’hydrogène (très toxique en faibles concentrations), et d’éboulements de la formation sur le tubage. Ces derniers 17

sont bien plus fréquents dans le cas des puits déviés, comme ceux réalisés pour la fracturation hydraulique. Il faut rappeler qu’en moyenne six à huit puits sont forés par plateforme et qu’il y a entre 1,5 et 3,5 plateformes par km2. C’est pourquoi, bien que le risque qu’un tel accident se produise par puits est a priori faible, il s’accroît de manière alarmante avec l’augmentation du nombre de puits à forer. 10.2. La pollution de l’eau Une des principales inquiétudes concernant la fracturation hydraulique est son impact sur les aquifères souterrains. Lorsqu’on fracture le sous-sol, il existe une possibilité qu’une des fractures induites atteigne un aquifère, polluant ainsi l’eau avec les fluides de fracturation et le gaz de la formation. En plus de ce risque, un contact avec un ancien puits mal isolé est également possible. Le gaz pénètre alors facilement dans l’aquifère et remonte à la surface. Ce type d’accident s’est déjà produit par le passé, lorsqu’un aquifère a été pollué par un puits abandonné dans les années 1940. 10.3. Les risques chimiques liés aux additifs Comme cela a été mentionné plus haut, chaque forage nécessite l’emploi de quelque 400 tonnes de produits chimiques, dont la plupart sont hautement polluants. Dilués à 2 % dans de l’eau, leur niveau de toxicité est fortement réduit. Néanmoins, ces produits chimiques sont acheminés jusqu’à la plateforme sans être dilués. Le risque d’accident durant le transfert doit être pris en compte. Le nombre de transports en camions à réaliser pour la densité de puits forés est élevé (ce qui d’ailleurs provoque également une pollution sonore et une insécurité routière). Pour chaque plateforme, le nombre de déplacements de camions est estimé à au moins 4000, dont beaucoup sont affectés au transport de produits chimiques. Là encore, même si le risque d’un accident provoquant un déversement de produit chimique est faible, le grand nombre d’opérations à effectuer le convertit en un risque élevé. 10.4. La pollution de l’air Tout au long du processus de forage et de fracturation, une grande quantité d’additifs est utilisée, la plupart étant des composés volatiles. Il en va de même par la suite pour l’étape de 18

production, durant laquelle il est nécessaire de conditionner le gaz extrait afin de l’injecter dans le gazoduc. Tous ces composés passent en plus ou moins grande quantité dans l’atmosphère et peuvent par exemple générer de l’ozone ou du BTX (benzène-toluène-xylène). 10.5. Les tremblements de terre Dans les zones où le développement de la fracturation hydraulique est plus important, une augmentation de la sismicité coïncidant avec les périodes de fracturation hydraulique a été constatée. Il faut savoir que durant les opérations de fracturation hydraulique, le sous-sol est soumis à une pression plus d’une centaine de fois. Cette surcharge à laquelle il est soumis peut suffire à provoquer des déplacements de failles souterraines et par conséquent des tremblements de terre, comme cela s’est produit dans le Lancashire au Royaume-Uni, où l’entreprise Cuadrilla Ressources a reconnu que ses forages avaient causé deux tremblements de terre locaux. 10.6. L’effet de serre Le gaz non conventionnel, compte tenu des conditions dans lesquelles il se trouve, est généralement constitué en quasi-totalité de méthane. Ce dernier est un gaz à effet de serre beaucoup plus puissant que le CO2lui-même, à savoir 23 fois plus. Cela signifie que toute fuite de ce gaz durant le forage, la fracturation et la production est bien plus dangereuse que les gaz qui sont générés ensuite, lors de sa combustion. L’autre problème des techniques de fracturation hydraulique concernant les fuites de gaz est l’eau de fracturation lorsqu’elle remonte à la surface. Comme celle-ci a été en contact avec le gaz dans le sous-sol, elle en a absorbé une quantité qui, en remontant à la surface, est émise dans l’atmosphère. On estime que, pour un puits dans lequel on a réalisé une fracturation hydraulique, la hausse des émissions de méthane est de 2%. Un rapport de l’Université de Cornell estime par conséquent que le gaz de schiste entraîne une augmentation des émissions de gaz à effet de serre comprise entre 30 %et 100 %en comparaison avec le charbon. 10.7. L’occupation de terrains

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À cela s’ajoute le problème de la grande occupation de terrains pour ce type d’exploitation. Comme indiqué précédemment, il est nécessaire de réaliser un grand nombre de puits afin de bien exploiter les ressources. On fore généralement entre 1,5 et 3,5 plateformes par km 2, avec une occupation de deux hectares par plateforme. L’impact visuel de cette accumulation de puits est très important. 11. How Is Fracturing Accomplished en English? Hydraulic Fracturing Hydraulic fracturing (also known as ‘fraccing’ or ‘fracking’) is a technique to stimulate a reservoir after a well has been drilled to enhance the production of oil and gas from that reservoir. Hydraulic fracturing, or other forms of well stimulation, are part of `completing’ the well, which is the process of making the well ready for production. Following the drilling and installation of casing in the well, holes are created along selected intervals of the well casing within the formation from which gas or oil is produced (the ‘production zone’) by using small explosive charges to perforate the casing. The need to perforate the casing in the production zone is not unique to hydraulic fracturing; it is part of completing all oil and gas wells and is necessary to allow the oil and gas to flow from the reservoir into the well for recovery. Completion techniques for horizontal wells may also include special downhole equipment including assemblies of sleeves and packers, as well as different techniques for cementing and perforating along the horizontal section of the well. In low-permeability reservoirs, simply perforating the casing in the production zone is not sufficient to allow oil and gas to flow into the well. In hydraulic fracturing operations, large quantities of fluids are pumped at high pressure down the well in order to enter the target rock formation through the selected perforations (see Figure 4). The pressure used to inject the fluids is carefully assessed and planned to generate pressure in excess of the minimum stress fields of the reservoir rocks to open existing fractures and create new fractures in the formation. The fractures created may extend a hundred metres vertically and perhaps several hundred metres laterally into the rock, depending on the size and nature of the operation. The objective of the operation is to optimize the extent of the fractures created within the formation, while preventing uncontrolled fracture growth. This optimization may be assisted by 20

monitoring the fracturing operation with micro-seismic surveys to record the locations, geometry and dimensions of the fractures within the formation. These surveys show the orientation of the fractures and how far they extend in the formation. The surveys are especially used in initial fracturing operations in a new area to assist the engineers and drillers in designing and optimizing future fracturing programs to safely and effectively stimulate the reservoir. The appropriate pressure and fluid characteristics of the hydraulic fracturing operation are carefully planned and assessed to ensure the fractures are directed to, and do not extend beyond, the target reservoir rock. Proppant (appropriately sized grains of sand or another inert material such as ceramic beads) carried in the fluids remains in the newly opened or created fractures to keep them propped open after the pressure is released. This allows the hydrocarbons that were trapped in the pore spaces in the rock to flow through the newly created “propped” fractures to the well, thereby facilitating recovery of previously trapped hydrocarbons. Horizontal wells have more contact with the reservoir rock than traditional vertical wells, and thus typically undergo larger operations and use larger volumes of water than that of vertical wells. In a horizontal well, the process of perforating the casing and injecting fluids to perform hydraulic fracturing usually occurs in several stages along the horizontal wellbore. These are sometimes referred to as ’multi-staged treatments’, and generally consist of 10 to 15 treatments, and sometimes as many as fifty. Hydraulic fracturing operations at each stage may take from twenty minutes to four hours to complete.

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Figure 08 Hydraulic fracturing – how it works.

Reference: - The U.S. FRAC Act of 2009 Hydraulic Fracturing (Fracking) . -AHED MESSAOUD Hocine – SENINA Saada Thème- Fracturation Hydraulique Du Puits OKS32 ,2018

-MM. Jean-Claude LENOIR, sénateur, et Christian BATAILLE Thème Les Techniques Alternatives A La Fracturation Hydraulique Pour L’exploration Et L’exploitation Des Hydrocarbures Non Conventionnels ;2013

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Conclusions Au niveau mondial, il faut réduire la consommation d’hydrocarbures à travers un changement des modèles de consommation de la société actuelle, en économisant l’énergie et en remplaçant de manière progressive ces hydrocarbures par des énergies renouvelables (hydroélectrique, solaire, éolienne) et nucléaires, sachant que, de toute façon, ils ne vont pas disparaître. Dans le cas de l’Argentine, outre ce qui est mentionné dans le paragraphe précédent, il faudrait : o Insister sur la recherche de pétrole et de gaz naturel conventionnels, puisque depuis presque 15 ans on n’explore pratiquement plus les bassins matures et le territoire continental ; o Explorer la plateforme continentale dont le potentiel est encore inconnu ; o Augmenter la production des gisements matures, c’est-à-dire les vieux gisements. Un bon exemple serait celui de la longue existence du gisement Cerro Dragón dans la province de Chubut. Au vu des impacts environnementaux que provoque l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels par la technique de la fracturation hydraulique, il faut déclarer un moratoire pendant que les spécialistes désignés prennent le temps d’analyser minutieusement toutes les répercussions liées à cette technologie, et ensuite obtenir un contrat social concédé par les habitants des régions concernées, ainsi que par ceux qui y réalisent des activités de production.

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