Fracturation hydraulique


Fracturation hydraulique

La « fracturation hydraulique » est la dislocation ciblée de formations géologiques peu perméables[1][2] par le moyen de l'injection sous très haute pression d'un fluide destiné à fissurer et micro-fissurer la roche. Cette fracturation peut être pratiquée à proximité de la surface, ou à grande profondeur (à plus de 1 km, voire à plus de 4 km dans le cas du gaz de schiste), et à partir de puits verticaux, inclinés ou horizontaux.

La première étape technique est le forage d'un puits ; ici dans un champs gazier dans une formation géologique dite Schistes de Barnet (Barnett Shale), près d'Alvarado (Texas), en avril 2008
Foreuse de type Rotary (2002)
Tubes d'acier sans soudure (Dril pipe pour les anglophones) utilisés pour faire tourner la tête de forage et faire circuler le fluide de forage. Des outils divers peuvent y être adaptés au niveau des joints
Partie visible d'une épaisse formation géologique schisteuse dite Schiste de Marcellus (Marcellus Shale), ici le long de l'interstate 80 (USA). Cette couche s'enfonce profondément dans le sous-sol où elle fait l'objet depuis quelques années d'une intense exploitation gazière par fracturation hydraulique.)

Elle est effectuée en fracturant la roche par un « stress » mécanique[3] à l'aide d'un fluide injecté sous haute-pression à partir d'un forage de surface, pour en augmenter la macro porosité et moindrement la micro-porosité. Le fluide peut être de l'eau, une boue ou un fluide technique à viscosité contrôlée enrichi en agents durs (grains de sable tamisé, ou microbilles de céramique) qui empêcheront que le réseau de fracture se referme sur lui-même au moment de la chute de pression.

On parle aussi d'« hydrofracturation » ou « fracturation hydrosiliceuse » (ou encore « frac jobs »[4] "frac'ing" dans l'industrie[5] ou plus généralement « fracking »[6], ou de « fracturation hydraulique massive »[2] (Massive Hydraulic Fracturing ou MHF pour les anglophones), à ne pas confondre avec l'hydrofracturation naturelle (Cryoclastie) qui résulte, en surface, de l'effet du gel de l'eau emprisonnée dans une roche .

Le principal usage de ces techniques est la « stimulation » de la vitesse et de l'ampleur du drainage de gaz ou de pétrole par un puits, dans des « réservoirs » rocheux faiblement perméables (ex : schistes) qui, sans cette technique ne produiraient presque rien.

Quand les hydrocarbures sont piégés au sein même de la matrice rocheuse, le fracking facilite l'accès à une plus grande partie du gisement. Associé à d'autres techniques faisant appel à un cocktail de produits chimiques ajoutés au fluide de fracking, il facilite aussi la désorption puis la récupération du gaz ou pétrole qui étaient depuis des millions d'années piégés dans la matrice rocheuse elle-même (schistes, schistes bitumineux au caractère feuilleté et naturellement inaptes à la percolation rapide).

C'est une technique qui combinée à celle des forages horizontaux a récemment rendu accessible des ressources autrefois soit inaccessibles, soit qui n'auraient été exploitables qu'à des coûts exorbitants et avec lenteur.

Ces techniques suscitent depuis la fin des années 2000-2010 une controverse en Amérique du Nord, qui semble s'étendre dans le monde, alors que de grands opérateurs industriels se préparent à exploiter de nouveaux champs pétroliers et gaziers, dans les grands fonds marins, en Alaska, au Canada[7] et dans le reste du monde.

Sommaire

Histoire du concept et de ses premières applications

Selon le site internet de l'entreprise Halliburton, l'un des plus gros opérateurs de ce domaine, l'idée de stimuler la productivité de forages par la fracturation sous haute-pression aurait été lancée par la multinationale Halliburton elle-même dans les années 1940, avec une première expérimentation en 1947 au Kansas pour le compte de la compagnie pétrolière et gazière Stanolind Oil and Gas Corp.[8].
En 1957, le procédé a pu être amélioré par de nouvelles pompes très puissantes.
En 1972, le Groupe Halliburton met au point son procédé Waterfrac[8].
En 1978, Esso Resources Canada teste un puits horizontal au Cold Like Leming (en expérimentant un drainage par gravité thermiquement assistée de pétrole lourd très visqueux)[9].
En 1979, Arco rajeunit efficacement ses puits "à haut GOR" (High Gas/Oil Ratio Wells ; haut ratio de gaz par rapport au pétrole) en y adjoignant des puits horizontaux[9], réglant du même coup un problème de "gasconing"[10],[9].
En 1980, Texaco Canada achève un programme de forage d'exploitation de sable bitumineux non consolidés, à faible profondeur dans le gisement d'Athabasca[9].
De 1979 à 1983, alors que des puits horizontaux étaient creusés dans les pays de l'Est, en Europe de l'Ouest, Elf-Aquitaine, en lien avec l'IFP fore quatre puits horizontaux dans des réservoirs pétrolifères dont trois situés sur le continent en France (Lacq 90, Lacq 91, Castera-Lou 110H en France); le quatrième (Rospo Mare 6D) s'étendant en Italie au large des côtes dans le réservoir karstique du champ Rospo Mare (zone italienne de la mer Adriatique). Aux premiers essais de puits horizontaux à Rospo Mare la productivité était 20 fois supérieure aux puits verticaux des pays voisins[9][9].

Depuis le creusement de son premier puits horizontal, plus de 1 million d'opérations auraient été conduites par le groupe Halliburton, qui auraient permis d'extraire plus de 600 milliards de pieds cubiques de gaz.
Mais alors que son « utilisation sûre et efficace n'a jamais été plus important que maintenant »[8]elle est pointée du doigt pour ses impacts sociaux-environnementaux qui semblent plus importants que prévus (pollution de l'eau, de l'air et des sols, et impacts sur la santé et le climat). En 1974, lors du vote de la nouvelle loi sur l'eau, la fracturation hydraulique et ses risques n'ont pas été pris en compte. Peu après (en 1979) l'exploration et un début d'exploitation à grande échelle commençaient au Texas (dans un gisement nommé « Barnett shale »[8])

Histoire technologique

La première utilisation industrielle de la fracturation hydraulique a plus d'un siècle. Elle est décrite dans un bulletin du U.S. Geological Survey de 1903, selon TL Watson[11]Avant cette date, la fracturation hydraulique avait déjà été utilisée (et l'est toujours) dans les carrières du Mont Airy (près du Mont Airy, en Caroline du Nord) pour faire éclater le granit et en séparer plus facilement qu’avec des explosifs des blocs du socle rocheux.

Le premier essai de fracturation hydraulique profonde (sans forage horizontal), visait à stimuler un puits de pétrole et de gaz naturel. Il aurait été testé pour la première fois aux États-Unis, en 1947, par la compagnie Halliburton[12],[13]. Son développement commercial a rapidement suivi, dès 1949[12]. En raison de son efficacité, cet technique a rapidement été adoptée par d’autres compagnies, pour être aujourd’hui utilisée dans le monde entier, dans des dizaines de milliers de forages pétroliers et gaziers chaque année.

Les nombreux géologues qui travaillaient pour les pétroliers à la période dite de l' or noir connaissent déjà des exemples naturels de fracturation par pression ou dépression interne, dans le socle rocheux. Dans une faille naturelle, l'introduction d'une solution hydrothermale sous une pression dépassant celle de l'eau interstitielle (ici contenue dans les pore de la roche) provoque une fracturation. De tels phénomènes peuvent être d'origine volcanique, eustatiques, tectoniques... ou résultent de mouvements et rééquilibrages géologiques. Ils sont des phénomènes de fracturations naturelles « hydrauliques » (au sens général et mécanistique du mot hydraulique, ou la pression hydraulique peut ne pas provenir d'eau, mais aussi de boue, de lave ou roche magmatique).
Les plus spectaculaires sont les « dykes » (un « dike » est une lame de roche magmatique qui s'est infiltrée dans une fissure ouverte par des mouvements du substrat. Ces lames rocheuses, tantôt fines, tantôt épaisses de plusieurs mètres, peuvent recouper (éventuellement à angle droit) d’autres couches géologiques rocheuses, ce qui les différencie des « sills » où la roche magmatique n'a fait que s’insinuer entre deux lits rocheux préexistants.
Dans ces deux derniers cas ce n’est pas de l’eau, mais de la roche magmatique, liquide parce qu'en fusion, qui a fragmenté ou simplement rempli le réseau fracturé. Une fois la roche refroidie, l’intégrité physique du socle rocheux est en quelque sorte rétablie, voire renforcée.
Au contraire la fracturation hydraulique, telle que pratiquée industriellement aujourd’hui, vise à briser l'intégrité du substrat rocheux, de manière durable par insertion de sable ou matériaux spéciaux visant à empêcher le réseau de fractures de se refermer. À très petite échelle, et très localement, et en surface, certains systèmes de geysers pourraient induire des phénomènes de microfracturation hydraulique, mais sans comparaison avec les fracturations produites à grande profondeur au moyen des pompes hydrauliques modernes.

L'Homme connait depuis longtemps la fracturation, par le gel, de certains calcaire gélifs (phénomène utilisée par les agriculteurs depuis des siècles pour la production d’amendements calcaires en zone froide ou tempérée, mais redouté par les bâtisseurs qui n'utilisaient ces calcaires qu’enfouis dans les fondations (hors-gel), ou protégés du froid au cœur des appareillages de murailles de fortification). Les hommes préhistoriques, pour produire des menhirs savaient déjà utiliser des encoches taillées dans le granit, dans lesquelles ont enfonçait un morceau de bois sec, ensuite arrosé pour qu’il se gonfle au point de fendre des granits. L'idée d'utilisation la pression pour fendre ou fragmenter des roche est donc ancienne, mais son usage à grande profondeur nécessitait de puissantes pompes hydrauliques (montées sur camions) et des moyens de bien étanchéifier les têtes de puits, moyens qui n'existaient pas autrefois.

on a rapidement eu l'idée d'injecter du sable dans les fractures et microfissures produite par le fluide de fracturation. Dans les années 1970, de nouveaux agents de soutènement (proppants), hautements résistants, en céramique frittée, sont apparus sur le marché[14]. Testés en laboratoire dans des systèmes de fracturation de 2 750 m à 5 800 m de profondeur, ils sont réputés mieux maintenir les fractures ouvertes en résistant mieux à la compression et aux hautes pression (plus de plus de 76 MPa), tout en étant résistant aux acides introduits dans les fluides de fracturation ou présent dans le gisement[14]. En laboratoire, ils résistent à des pressions très élevées et ne perdent aucune de leur utilité à des températures de 150 °C[14]. Ils sont microporeux, et de diamètres et couleurs variées. Leur densité peut être la même que celle des sables qui étaient utilisés antérieurement. Au delà de certaines pressions, c'est le matériau rocheux qui s'écrase autour des proppants.

Pour que ces forages soient rentables, il fallait encore inventer et maîtriser le forage horizontal, qui remplace souvent avantageusement plusieurs puits verticaux, et qui - à partir d'un seul puits vertical - peut drainer plusieurs couches d'un réservoir "multi-couche" (on parle alors de « puits multilatéraux », dont les versions les plus modernes et complexes sont en arêtes de poisson[15]).
Le premier forage horizontal volontaire et réussi serait celui d'un puits creusé par Elf-Aquitaine Lacq-90 dans le sud de la France, effectué en juin 1980, suivi par Lacq-91, Casteralou (France), Rospomare-6d (Italie) et Pelican lake (Canada)[15]. Dix ans plus tard, des centaines de puits horizontaux étaient forés chaque année, et ensuite des centaines le seront chaque année, puis des milliers dans les années 2007-2010, grâce aux progrès de la chimie et de la physique des boues de forage et fluides de fracturation, et grâce aux progrès de la prospection souterraine et offshore, des moteurs de fonds, combinés à des appareils de géopositionnement souterrain en continu (« Measurement While Drilling » ou MWD, à « mud pulses » par exemple) permettant de forer des puits à courbure à faible rayon[15]. Dans le même temps, avec les progrès des calculateurs et logiciels informatique, la modélisation a également progressé. Toutes ces conditions étaient nécessaires pour pouvoir rendre la fracturation « utile » et « rentable » (dans les conditions économiques, techniques et juridiques du moment) pour exploiter des ressources fossiles de plus en plus éloignées et fortement piégées dans la roche.

Controverses

Elle est née en Amérique du Nord, et porte sur les impacts directs et indirects de cette nouvelle forme d'exploitation d'énergies fossiles, et notamment sur les problèmes suivants :

  • incertitude géologique[16]. Même si les techniques de sondage sismique affinées par les pétroliers ont beaucoup progressé, certaines failles ou inhomogénéités peuvent ne pas apparaitre ou être mal interprétées, tout particulièrement dans d'anciens bassins miniers déjà exploités, suite aux affaissements miniers par exemple.
  • émissions de gaz à effet de serre (fuites, transports...), et aggravation de l'effet de serre par l'usage du gaz naturel ;
  • dégradation des paysages (par la construction en trois ans aux États-Unis de dizaine de milliers d'emplacements de forage, stockage, bassins, puits, routes...) ;
  • empirisme du travail à grande profondeur (les lois d'échelle et régimes de propagation sont modifiés par les conditions locales, mais aussi par la répétition les opérations de fracking). L'empirisme est encore inévitable, même près de la surface du sol où les risques pour les nappes superficielles sont plus importants[17] ; La confrontation expérimentale de la modélisation d'une fracturation (d'un matériau connu avec une pression connue) avec le réseau réellement fracturé, dans le cas d'expériences simples faites en surface montre des différences pouvant atteindre 30 %. On peut supposer qu'en profondeur, il est plus encore difficile de modéliser, contrôler et vérifier les processus de fracturation, surtout quand les puits de forage sont proches (ce qui est souvent le cas aux États-Unis). Les modèles et équations mathématiques ne sont pas encore capables de décrire la réalité très complexe des processus de fracturation en profondeur[18].
  • menaces pour la sécurité sanitaire ; Coning : c'est le phénomène d'appel d'eau créé par la dépression du puits qui aspire le gaz ou le pétrole (quand de l'eau est présente à proximité). Le nom provient de la forme de cône que prenait le plafond de la nappe sous un puits l'aspirant[15].
  • dégradations environnementales (des écosystèmes, des nappes, de l'air, des eaux souterraines et de surface, du sol et du sous-sol) ; Les cas supposés de contamination des nappes phréatiques ont été répertoriés aux États-Unis. Il est notamment mis en cause le défaut de cimentation dans les parties supérieures du forage et non la technique de fracturation hydraulique elle-même. Les nappes phréatiques se situent à environ un kilomètre de distance en profondeur des zones exploitées, ce qui rend très hypothétique le risque d’une contamination directe[19].
  • la durabilité et soutenabilité de ce type d'exploitation, dont les puits sont très producteurs au début, mais peu durables (peu de gaz dans les réservoirs, et parfois soumis aux effets de coning, c'est-à-dire d'ennoiement du puits par l'eau qui profite aussi de la fracturation pour mieux circuler[15] (en se polluant éventuellement au passage), ce qui le rend le puits obsolète en quelques années. Les exploitants des champs gaziers ou pétroliers ont ainsi été contraints de cribler le paysage de dizaines à centaines voire milliers de puits en quelques années[20].
  • L’absence de transparence dont ont fait preuve les industriels de ce secteur, certains ne révélant pas la composition exacte du mélange injecté au nom du secret opérationnel, a été l’un des principaux points d’attaque de la part des détracteurs de cette technologie. Cependant, plusieurs opérateurs ont publié la liste des produits présents dans le fluide de fracturation, à la demande d'associations de consommateurs et des autorités américaines. La plupart des composants chimiques, fortement dilués et représentant seulement 0,5 % du mélange, sont connus et utilisés dans la vie courante[19]. Si aux États-Unis, les industriels pourraient faire signer aux propriétaires privés un accord de confidentialité ne permettant pas la révélation de problèmes sanitaires ou environnementaux, aucun accord de la sorte ne peut être passé en France (la gestion du sous-sol appartenant à l’État)[21]. . Par ailleurs, une mission d'étude et d'analyse a récemment été lancée pour éclairer le gouvernement sur les enjeux du développement potentiel de ces ressources, sur l'encadrement environnemental approprié à cet éventuel développement et sur les actions à conduire[22]. Dans un rapport d'étape rendu en avril, la mission affirme que "d'un point de vue technique et économique, la probabilité que l'accès à ces gisements permette à notre pays, à un horizon temporel à préciser, de réduire très sensiblement ses importations d'hydrocarbures et de limiter d'autant le déficit de sa balance commerciale n'apparaît pas négligeable"[23].
  • le fait qu'aux États-Unis et au Canada, les opérateurs industriels et économiques qui ont porté les projets d'exploitation de ressources fossiles non-conventionnelles ont bénéficié de privilèges, de facilités et de dérogations extraordinaires par rapport à la législation (ces entreprises n'ont pas à respecter les trois grandes lois environnementales aux USA), tout à fait inhabituelles, tout en ne révélant pas la liste des produits chimiques qu'ils utilisaient, ni les impacts indirects de leurs activités[24],[25],[26]. Un projet de loi dit Fracturing Responsibility and Awareness of Chemicals Act déposé en 2009 vise à obliger les industriels à divulguer la liste des produits chimiques qu'ils injectent dans le sous-sol, mais en 2010, l'Industrie gazière et pétrolière s'opposait encore, avec succès, à cette loi. L'EPA leur a proposé de coopérer en leur accordant la possibilité d'arguer du secret de fabrication pour ne pas divulguer au public certains produits.
  • Les impacts à moyen et long terme de la fracturation profonde ne semblent pas avoir fait l'objet d'études publiées, et au sein même des administrations, il peut exister des conflits d'intérêt ou divergences de points de vue entre les services chargés de l'environnement, de l'eau potable ou de l'évaluation environnementale, et ceux chargés (dans l'État de New-York par exemple[27] d'assurer une énergie abondante et peu chère ou une industrie florissante .
    Outre les impacts paysagers, maintenant visibles sur l'imagerie satellitaire, les impacts directs et indirects en termes d'empreinte écologique, et sur l'effet de serre et la pollution de l'air (via la pollution routière fortement mobilisée par ces activités) et de possibles impacts éco-paysagers (liés notamment aux émanations des installations et bassins de stockage des fluides et eaux polluées), on sait par l'observation de systèmes naturels de fracturation hydraulique que la fracturation de roches profondes contribue à modifier la formation géologique, avec création de chemins préférentiels, de zones de corrosion chimique de la roche. Des populations bactériennes nouvelles peuvent être introduites dans des milieux où elles peuvent se nourrir des hydrocarbures désorbés par la roche et qui n'auront pas été remontés par le puits en fin de vie. À grande profondeur des fluides hydrothermaux contenant des éléments indésirables (radionucléides, métaux lourds, arsenic, acides) peuvent se former ou envahir le réseau de fracturation et rejoindre les puits. L'injection d'acides dans le sol facilite la dissolution de métaux et d'arsenic.
    Les producteurs et exploitants de ressources fossiles proposent, pour diminuer leur dette écologique ou celle des activités "carbonées", un stockage géologique pour injecter et stocker le CO2 produit par la future exploitation du gaz, charbon et pétrole, au moins à partir des grandes centrales électriques ou usines de carbochimie. Mais il est à craindre que la fracturation géologique des réservoirs qui étaient justement constitués de couches très perméables, rende de nombreuses formations géologiques également impropres à conserver le CO2.
    Enfin, le film documentaire Gasland a présenté[20] des images de cas très préoccupants de pollutions par les fluides de forage et/ou de fracturation et de remontée de gaz, jusque dans le réseau domestique d'eau potable et dans les puits de surface. Une enquête menée par la Colorado Oil and Gas Conservation Commission a par la suite démontré que le problème était dû au méthane naturellement présent dans l’eau et non à la technique de fracturation hydraulique[28]
  • D'autres incertitudes persistent quant au risque de drainage acide, au comportement modifié de la roche fracturée face à l'aléa sismique. Des mises en relation des zones fracturées avec des failles géologiques existantes[29] pouvant également apparaitre. Et dans certains cas (Gisement gazier de Texas Cotton Valley par exemple), même quand on a utilisé une quantité très faible de sable ou de proppants, le système de fracture ne s'est pas refermé[30].
  • Un des impacts évoqués, notamment dans les régions sèches ou bien là où la potabilité de l'eau est déjà dégradée, est le problème de la consommation importante d'eau que requiert la fracturation hydraulique massive (MHF, qui se développe le plus), qui peut nécessiter de 50,000 à 500,000 gallons de fluide de fracturation, et de 100 000 à 1 million de livres d'agents de soutènement (proppants)[2].

Objectifs de la fracturation hydraulique

Elle vise à augmenter ou rétablir la vitesse à laquelle les fluides gras tels que pétrole, liquides (eau) ou gazeux peuvent être produit et extraits à partir d'un réservoir souterrain, dont (c'est de plus en plus le cas) pour des réservoirs dits non-conventionnels tels que lits de charbon ou de schistes n'ayant pas pu être exploités par les méthodes conventionnelles.

Par exemple, les schistes (roche sédimentaire la plus répandue) contiennent un peu de gaz enfermé dans des pores très petits (environ mille fois plus petits que ceux du grès des réservoirs conventionnels de gaz naturel selon). Ce gaz ne peut être extrait qu'en fracturant la roche[7].

La fracturation hydraulique vise le plus souvent à permettre l'extraction de gaz naturel et de pétrole à partir de formations géologiques profondes (1 à 4 voire 5 km souvent). À cette profondeur le substrat est généralement insuffisamment poreux ou perméable pour permettre au gaz naturel et/ou au pétrole de s'écouler dans le substrat jusqu'au puits de forage à une vitesse permettant de rentabiliser le puits par la vente du gaz.
Par exemple, la perméabilité naturelle des schistes est extrêmement faible[31]. Fracturer des portions très importantes de couches de schiste est pour cette raison une condition nécessaire à l'extraction rentable du gaz qui y est piégé (en très faible quantité par m3 de schiste).

La fracture d'une couche ciblée de roche renfermant des hydrocarbures fournit un chemin conducteur reliant une plus grande surface du réservoir au puits, ce qui augmente la zone prospectée par le système puits/réseau de fissures, d'où le gaz naturel et des liquides peuvent être récupérés de la formation ciblée.

L'opération de fracturation

Elle se déroule en plusieurs phases[32] : une galerie ou un réseau de galerie est creusé dans le lit rocheux qu'on souhaite fracturer

  • la fracturation est initiée avec un fluide de faible viscosité (de manière à ne pas perdre trop d'énergie via les forces de friction qui deviennent d'autant plus importantes que le réseau s'agrandit)[32]
  • des fluides (ou gels) sont ensuite injectés dans le réseau de fentes[32]. Ils contiennent un agent de soutènement qui doivent éviter que ce réseau ne se referme. La répartition des agents de soutènement à l'intérieur de la fracture est un facteur essentiel dans la conception d'une fracture hydraulique[32].
  • Les opérations de collecte peuvent ensuite être amorcées. Si le puits s'épuise ou semble se colmater, de nouvelles opérations de fragmentation peuvent se succéder.

Difficultés et risques d'accidents

La principale difficulté est que l'opérateur doit travailler en aveugle et à distance, sur la base de modèles géologiques et mécanistiques comportant de nombreuses incertitudes. Chaque forage est, de plus, un cas particulier, en raison notamment des variations naturelles du substrat (nature des roches, Stratigraphie, pendage, anisotropie, éventuelles anomalies de température et/ou anomalies magnétiques susceptibles de perturber la mesure de la hauteur de fracturation à partir du puits horizontal, ou de perturber certains outils de mesure (magnétomètres..) de mesures de la direction du forage...).
Les train de tiges sont soumis à des efforts de tension (traction/compression), de pression, flexion et torsion, abrasion et corrosion qui peuvent varier selon les contextes et l'usure du matériel. Dans les courbes du puits, et plus encore dans les parties horizontales du forage, un « lit de déblai » (lit de dépôt particulaire (particules issue du forage ou du déblai...) peut se former, avec risque de « collage » diminuant les performances du puits voire conduisant à son obstruction (Des débits élevés lors du forage diminue ce risque, de même que l'utilisation d'un fluide de forage en régime turbulent[15], mais ceci encourage à encore augmenter la consommation d'eau, dont une partie sera perdue dans le sous-sol). Enfin, des fissures ou failles connexes, intrusions liées, et autres fuites peuvent créer des bypass et localement empêcher l'ouverture des pores et feuillets de la roche[33].
Au fur et à mesure que les réservoirs schisteux épais et homogènes auront été exploités, et qu'on cherchera à forer des couches schisteuses plus fines, il faudra de mieux en mieux contrôler la hauteur des fracturations pour qu'elles ne s'étendent pas au delà la couche de schiste. Ceci est aujourd'hui difficile, faute d'outils de mesure et de contrôle assez précis. Les outils et méthodes disponibles vers 1980 (alors que les forages dans les schistes commençaient à se multiplier) mesuraient au mieux la hauteur de fracture dans un rayon d'environ 2 m (0,6 m) et si la modélisation a beaucoup avancé dans les décennies 1970-1990[34], on ne dispose aujourd'hui d'aucun moyen de déterminer précisément in situ, en temps réel et à coût raisonnable la hauteur et la profondeur du réseau fracturé dans la formation. Le risque de fracturer la roche environnante, souvent plus perméable augmente quand les couches de schistes explorés sont moins épaisses[35].

En surface, des risques de pollution existent en amont et en aval de l'opération et durant celle-ci en cas d'accident. Ces risques concernent les pollutions de sol ou de nappe phréatique ou d'eaux superficielles. Ils sont notamment liés aux produits chimiques utilisés. Il existe aussi des risques d'explosion, d'incendies, de fuites ou de surgissement en geyser de fluide. Ils peuvent provenir d'erreurs humaines ou de déficiences matérielles.
Ils sont aussi liés à l'incertitude du travail distant et en aveugle que l'opérateur doit conduire. Ce dernier est confronté à la grande complexité de la propagation des fractures multiples (avec une propagation, chaotique et non maitrisable de fractures complexes). D'éventuelles fuites ou déviations des têtes de forage, etc.[15] peuvent se produire.

L'opérateur est ainsi exposé au risque de ruptures ou de fuites brutales, se traduisant par de brusques chutes de pression ou au contraire par des montées en pression auxquelles le matériel doit résister. Les meilleures simulations numériques sont encore trop imparfaites[36] pour garantir que ces risques soient évités.

Chaque opération est source de déformations structurelles suivies d'une tendance à un certain rééquilibrage, avec d'importantes variations selon les caractéristiques de la couche rocheuse explorée et des couches voisines. Les éventuels impacts de ces changements, non visibles en surface au moment des chantiers, semblent peu étudiés ou mal compris. Au limite des réservoirs des effets de bords sont difficiles à prendre en compte, même par les modèles.

Les fluides de fracture

N'importe quel fluide peut être utilisé, allant de l'eau à des gels, des mousses, des gaz azote, dioxyde de carbone ou même de l'air dans certains cas. Pour les forages horizontaux visant le gaz de schistes, le fluide est préparé in situ, au moyens de camions spéciaux et de réservoirs amenés sur place. Le système de préparation et d'injection est conçu pour que le fluide soit adapté aux formations rocheuses qu'il va rencontrer, et pour qu'il change de viscosité et de fonctions au fur et à mesure de son déplacement de la surface vers l'extrémité des zones fracturées, et pendant le nettoyage et drainage de la fracture[30].
Peu de données sont disponibles sur ces fluides alors que de nombreux additifs chimiques les composent[30]. Ce n’est qu’en 2010 que le Sénat américain et l'EPA ont demandé des informations précises aux 9 grands opérateurs les utilisant.
Selon Halliburton et d'autres opérateurs du secteur, en général plus de 99,5 % du fluide utilisé dans la fracturation hydraulique est composé d'eau et de silice (sable). Ce sable peut être pelliculé (recouvert) de résine, ou remplacé par des billes de céramique. Et pour optimiser le rendement des puits, on y ajoute des produits issue d'une « chimie de pointe »[8] pour notamment :

  • « limiter par injection de biocides la croissance et l'accumulation de bactéries, dans le fluide et dans le puits de forage » ;
  • veiller à ce que « le sable (ou autre agent de soutènement) reste bien en suspension dans le fluide, afin qu'il arrive de manière homogène dans les fractures ouvertes par les "coups" de pression et que les réseaux de fentes et micro failles ainsi créés ne se referment pas, pour que le gaz ou le pétrole puisse y circuler ». Quelques expériences ont montré que certains forages ont très bien fonctionné, sans utilisation massive d'agents de soutènement, probablement notamment en raison de la rugosité de surface de la roche fracturée[30], et de désordres structurels (tridimensionnels) induits dans le feuiletage schisteux par la fracturation[30], qui empêchent que les feuillets disjoints ne se recollent ; Certains auteurs ont même à la fin des années 1990 posé l'hypothèse que les agents de soutènement (en s'agglomérant avec des résidu de gel et d'autres particules) pourraient en fait nuire à la perméabilité de la fracture et à sa capacité à se nettoyer[30]. Ces mêmes auteurs considèrent qu'un fluide moins visqueux fracture mieux la roche et facilite l'extension des fractures, et leur nettoyage, ce qui est un « paramètre clé » dans les réservoirs étanches.
  • « Réduire la tension superficielle de l'eau en contact avec le "réservoir" du gisement, pour améliorer la production ».

Fin 2010, la polémique enflait en Amérique du Nord quant au secret entourant la composition de ces fluides, et quant à leur degré de toxicité. En 2010, Halliburton a en effet d'abord refusé de donner des informations détaillées sur ces fluides à l'EPA, puis (menacé d’une injonction administrative) a accepté de coopérer, alors que les 8 autres grands opérateurs interrogés par l’EPA avaient rapidement accepté de répondre aux questions de l'EPA posées en vue d'une première évaluation environnementale, à la demande de la Chambre des représentants des États-Unis.
Halliburton a annoncé fin 2010 (après les avoir breveté) la mise au point d'un fluide désinfecté par rayonnement UV (procédé CleanStream® Service), qui devrait permettre de ne plus utiliser les biocides qui étaient injectés dans le sous-sol. Le groupe a aussi annoncé avoir mis au point un système permettant de mieux réutiliser les fluides de fracturation en diminuant le gaspillage d'eau (système CleanWave™) (néanmoins, il semble qu'à chaque opération de fracturation, jusqu'à 50% de l'eau du fluide - avec ses produits chimiques - sont perdus dans le système de fracturation)[20](2010) et film complet, avec sous-titres en Français. Ce film traite de certains impacts (sur l'eau et la santé notamment) de la fracturation hydraulique. On y voit notamment un exemple de dégazage de méthane dissous la tuyauterie du réseau d'eau potable, assez important pour produire une flamme et une explosion quand on présente un briquet devant le robinet au moment de son ouverture[20]. Mais des milliers de puits en fonctionnement n'utilise aucune de ces techniques présentées comme moins dures pour l'environnement.

Composition des fluides de fracturation

La composition et les teneurs en chaque produit ou mélange a été tenues secrètes par les producteurs et utilisateurs, qui ont demandé au Sénat que la loi ne les oblige pas même à révéler les noms de ces produits. En toute logique, la composition et les teneurs varient selon les conditions pour s’adapter au type de roche, phase de travail, profondeur, etc..

L'État de New-York a des ressources en eau potable qui proviennent de deux vastes bassins versants, et de nappes situés dans des secteurs faisant l’objet d’une intense prospection gazière et qui commencent à être exploitées pour le gaz de schiste. Cet État a déjà identifiés dans les fluides plusieurs « des produits chimiques constituants les additifs / produits chimiques » utilisés pour la fracturation du sous-sol[37].

De nombreux produits sont ou ont été utilisés dans les fluides, dont :

  • 1,2 benzisothiazolin-2-one / 1,2-benzisothiazolin-3-one
  • 1,2,4 triméthylbenzène
  • 1,4-dioxane
  • 1-eicosène
  • 1-hexadécène
  • 1-octadécène
  • 1-tétradécène
    (1-tetradecene)
  • 2,2 dibromo-3-nitrilopropionamide
  • 2,2 '-azobis-{2 - (imidazlin-2-yl) propane-dichlorhydrate}
  • 2,2-Dobromomalonamide
  • polymère acide de sel de sodium 2-acrylamido-2-méthylpropane
  • Chlorure 2-acryloyloxyéthyle diméthylammonium (benzyl)
  • 2-Bromo-2-nitro-1,3-propanediol ou Propane-1,3-diol
  • 2-butoxyéthanol
  • 2-dibromo-3-Nitriloprionamide (2-monobromé-3-nitriilopropionamide)
  • 2-éthyl hexanol
  • 2-propanol / alcool isopropylique / isopropanol / Propane-2-ol
  • Homopolymère de 2-propène-1-aminium, N, N-diméthyl-N-2-chlorure de propényl
  • Homopolymère de sel d'ammonium / acide 2-propènoïque
  • Polymère d’Acide 2-propénoïque (Acide acrylique) avec 2 p-acrylamide, sel de sodium / Copolymère d'acrylamide et d'acrylate de sodium
  • Acide 2-propénoïque polymérisé avec phosphinate de sodium (1:1). Rem : Le phosphinate de sodium est également nommé « Sodium hypophosphite »
  • 2-propénoate télomérisé avec sulfite d'hydrogène de sodium
  • 2-propyn-1-ol / Alcool de Progargyl
  • 3,5,7-Triaza-1-azoniatricyclo[3.3.1.13,7]decane, 1-(3-chloro-2-propenyl)-chloride )
  • 3-méthyl-1-butyne-3-ol
  • 4-nonylphénol ramifié polyéthylène glycol éther / nonylphénol éthoxylé / oxyalkylé phénol. Rem : Les nonylphénols sont fortement suspectés d’être des perturbateurs endocriniens.
  • Acide acétique
  • Acide acétique, hydroxy-, et produits de réaction avec la triéthanolamine
  • Anhydride acétique
  • Acétone
  • Acrylamide

Des sables radioactifs ont également beaucoup été utilisés comme traçeurs[38]. Une technologie alternative a été présentée en 2009[39] mais ne semble pas encore très utilisée.

Article détaillé : Fluide de fracturation.

Domaines d’utilisation du « fracking »

  • L’usage largement le plus répandu est l’extraction de resources non-conventionnelles de gaz et de pétrole[40],[41],[42], mais l’hydrofracturation peut aussi être utilisée pour d’autres usages, dont :
  • décolmater ou « stimuler » un forage destiné au pompage d’eau potable[43] (mais au risque parfois d’ensuite l’épuiser plus vite et d’y faciliter les transferts d’eau polluée, salines, ou se polluant à partir de composés de la matrice (particules, radionucléides, sels rendus disponibles par le fracking) ;
  • « préconditionner » une couche géologique (en la fracturant) pour en faciliter une future exploitation minière[44]


Objectifs techniques

La fracturation hydraulique vise à augmenter (ou rétablir) la vitesse à laquelle les fluides gras (pétrole), liquides (eau) ou gazeux peuvent être extraits d'un réservoir souterrain rocheux, dont (c'est de plus en plus le cas) de réservoirs d'hydrocarbures dits non-conventionnels. Dans ce cas, les réservoirs sont des lits ou couches de charbon ou de schistes n'ayant pas pu être exploités par les méthodes conventionnelles.
La fracturation hydraulique permet maintenant l'extraction de gaz naturel et de pétrole à partir de formations géologiques profondes (5 000 à 20 000 pieds). À cette profondeur, la chaleur et la pression permettent la libération d’une faible partie des hydrocarbures piégées, mais la faible perméabilité du substrat et de la matrice s’opposent à la circulation jusqu'au puits de forage du gaz naturel et/ou d’hydrocarbures gras tels que le pétrole, en tous cas à une vitesse permettant de rentabiliser le puits par la vente de ces substances.
Dans le cas des schistes profonds dont la perméabilité naturelle est extrêmement faible (mesurée en microdarcy voire en nanodarcy)[45], fracturer des portions très importantes de couches de schiste est à ce jour le seul moyen rentable d’en extraire les gaz qui y sont piégés (en très faible quantité par m3 de schiste).

Le fracking d'une couche ciblée de roche (riche en matière organique, renfermant donc de faibles quantités d’hydrocarbures), fournit un chemin conducteur ouvrant au drainage vers le puits une plus grande surface du « réservoir ».
On peut répéter le processus de fracking (plusieurs dizaines de fois éventuellement) à partir d'un même puits pour réactiver ou tenter de réactiver le réseau de fissures quand la production du puits diminue.

Ingénierie

Les fracturation hydraulique fait appel à des processus pluridisciplinaires complexes d’études et planification des travaux.
Des géologues et équipes de prospecteurs identifient et géolocalisent les ressources fossiles potentielles ou certaines. Des équipes de juristes, financiers doivent acquérir ou négocier les droits de prospection et exploitation. Les disciplines qui interviennent ensuite (et pour partie dès la phase exploratoire in situ) relèvent par exemple

Après quelques années de développement intensif de ces techniques, et alors que les études d’impacts commencent seulement à être demandées par l’EPA (2010) et en son sein par l'Office of Research and Development (ORD), de nouvelles sciences et disciplines dont la toxicologie et l’écotoxicologie, la restauration écologique pourraient également devoir être appelées en renfort.

Terminologie

  • complétion : c'est le travail nécessaire au bon fonctionnement du puits, en plus du simple fait de le forer
  • Coning : C'est le phénomène d'appel d'eau créé par la dépression causée par un puits qui aspire le gaz ou le pétrole (quand de l'eau est présente à proximité). Il cause un déclin de productivité du puits si le niveau d'eau monte trop vite dans le puits. Le nom provient de la forme de cône que prenait le plafond de la nappe sous un puits l'aspirant[15].
  • Gradient de fracturation (Fracture Gradient ou FG)  : C’est la pression pour fracturer la formation géologique à une profondeur donnée divisée par la profondeur. Un gradient de fracture de 18 kPa/m (0.8 psi/pied) implique que, à une profondeur de 3 km (10.000 pieds) une pression de 54 MPa (8000 psi) augmentera la fracturation hydraulique ;
  • ISIP (abréviation de Instantaneous Shut In Pressure) : C’est la pression mesurée immédiatement après arrêt de l'injection de fluide. L’ISIP fournit une mesure de pression dans le puits d’injection du fluide de fracturation, sans les effets de frottement du fluide.
  • Leakoff : C’est la perte de fluide de fracturation à partir du canal principal de fracture dans la roche environnante (plus perméable), ou dans un réseau proche déjà fracturé ;
  • Fluide de fracturation (Fracturing fluid) : c’est le fluide (eau + sable ou microbilles + éventuels produits chimiques) injecté via le puits de forage et le ou les canaux forés horizontalement dans la roche à fracturer pour en extraire du pétrole, du gaz ou de l’eau.
    Ce fluide de fracturation a 4 fonctions principales 1) Ouvrir et étendre un réseau de fractures ; 2) Transporter divers agent de soutènement le long de fractures, 3) (dans le cas des hydrocarbures non-conventionnels) transporter des agents chimiques qui aideront à désorber de la roche le ou les produit(s) que l’opérateur veut extraire.
    Dans le cas particulier de forages destinés à dépolluer un sol ou sous-sol, ce fluide peut contenir des bactéries et de quoi les nourrir, des agents absorbants, adsorbants, chélateurs, etc ;
  • Fluide de forage ; Il lubrifie la tête foreuse et le puits. Il doit par une viscosité adéquate faciliter le nettoyage en transport des déblais de forage du front de taille à la surface, de manière à éviter l'accumulation de déblais, ce qui est plus difficile dans les courbures et puits horizontaux ou parties inclinées du puits.
  • Agent de soutènement (ou Proppants) : Ce sont des particules solides, mises en suspension dans le fluide de fracturation et injectées dans les fractures. Elles doivent maintenir ces fractures ouvertes, pour créer et conserver un « chemin » conducteur que les fluides (gaz, pétrole, eau) emprunteront pour facilement se déplacer jusqu’au puits d’extraction. On a d’abord utilisé du sable naturel, puis des grains de céramique fabriqués en usine à des diamètres et densités optimisés, éventuellement recouverts par un traitement de surface[46] de résine phénolique par exemple pour qu'ils réagissent moins avec le fluide de fracturation et le gaz ou le pétrole.
  • Fracing ou fracking[47] sont, dans l'argot du métier, des diminutifs qui désignent l'opération de Fracturation hydraulique.
  • kick-off (et "KOP" qui désigne le " point de Kick-Off" (Kick-Off Point).
  • Screen-outs (Premature screen-outs) : Ce sont certains des scenarii où la fracturation échoue, par exemple par perte du fluide de fracturation dans un réseau faillé pré-existant ou dans une roche plus perméable que prévu, ou suite à une consistance inadaptée du fluide). l'adjonction d'un sable tamisé très fin au fluide permet parfois de plus ou moins colmater les fuites[48].
  • Skin  : c'est le phénomène de colmatage des pores, voire des fissures par des fines (particules de mopins de 5 µm) issues du forage ou du réservoir, qui endommage irréversiblement la formation-réservoir[15].

Le secteur industriel de la fracturation hydraulique

De nombreuses sociétés proposent des services de fracturation pour les forages d'eau potable, décolmatage et dépollutioin de sols, ou des carriers, à proximité de la surface du sol, et à petite échelle. La fracturation profonde nécessite quant à elle des moyens informatique, industriels et technologiques lourds. Elle n'est effectué que par quelques grandes sociétés spécialisées, prestatrices de services pour le compte des grands groupes pétroliers et gaziers.

Selon l'EPA, les neuf grandes entreprises nationale et régionales spécialisées présentes aux États-Unis dans le secteur de la fracturation hydraulique profonde sont (par ordre alphabétique)

  • BJ Services
  • Complete Production Services
  • Halliburton
  • Key Energy Services
  • Patterson-UTI
  • RPC, Inc.
  • Schlumberger
  • Superior Well Services
  • Weatherford

Notes et références

  1. Perméabilité inférieure ou égale à 0,1 md (microdarcy) dans le contexte de l'exploitation gazière
  2. a, b et c Agarwal, R.G. ; Evaluation and Performance Prediction of Low-Permeability Gas Wells Stimulated by Massive Hydraulic Fracturing ; Carter, R.D., ; Pollock, C.B. Journal of Petroleum Technology, Vol. 31, N°3 ; Mars 1979, Pages 362 à 372 ; DOI:10.2118/6838-PA ; (Résumé en anglais)
  3. Phillips, William John ; Hydraulic fracturing and mineralization ; Journal of the Geological Society (Geological Society of London) ; Aout 1972; v. 128; no. 4; p. 337-359; DOI:10.1144/gsjgs.128.4.0337 (Résumé en anglais)
  4. glossary.oilfield.slb.com Schlumberger Oilfield Glossary
  5. stocks.investopedia.com/stock-analysis/2010/Will-The-EPA-Crack-Down-On-Fracking
  6. [PDF]Hydraulic Fracturing (“Fracking”) and the HBO Movie GasLand
  7. a et b L'ABC du gaz de schistes au Canada - Dossier énergie, consulté 2011/01/16
  8. a, b, c, d et e Présentation du Fracking, sur le site de Halliburton, consulté 2011/01/15
  9. a, b, c, d, e et f Goode, P.A., Thambynayagam, R.K.M. ; Pressure Drawdown and Buildup Analysis of Horizontal Wells in Anisotropic Media ; Journa "SPE Formation Evaluation" ; Vol.2, N°4, Dec 1987, Pages 683 à 697 ; DOI:10.2118/14250-PA (Résumé en anglais)
  10. (voir "coning" dans le glossaire en bas de page)
  11. Watson, T.L., Granites of the southeastern Atlantic states, U.S. Geological Survey Bulletin 426, 1910.
  12. a et b Howard, G.C. and C.R. Fast (editors), Hydraulic Fracturing, Monograph Vol. 2 of the Henry L. Doherty Series, Society of Petroleum Engineers New York, 1970.
  13. Montgomery, Carl T., « Hydraulic Fracturing: History of an Enduring Technology », dans Journal of Petroleum Technology, Society of Petroleum Engineers, vol. 62, no 12, décembre 2010, p. 26-32 (ISSN 0149-2136) [texte intégral (page consultée le January 5,2011)] 
  14. a, b et c C. E. Cooke, Jr. and J. L. Gidley ; "High-Strength Proppant Extends Deep Well Fracturing Capabilities" ; 1Oème concrès mondial du Pétrole (World Petroleum Congress), du 9 au 4 Septembre 1979 , Bucarest, Roumanie (Résumé)
  15. a, b, c, d, e, f, g, h et i Jean-Paul Szezuka, ENSPM Forage dirigé, Ingénierie et méthodes, Ed 3.3, Juin 2005
  16. Jean PIRAUD (ANTEA, Orléans) ; Comment exprimer et représenter les incertitudes géologiques en travaux souterrains ? Journées nationales de Géotechnique et de Géologie de l’ingénieur Grenoble, 7-9 juillet 2010, consulté 2011/01/20
  17. P. Bunger, Robert G. Jeffrey, Emmanuel Detournay ; Toughness-Dominated Near-Surface Hydraulic Fracture Experiments (CSIRO Petroleum; University of Minnesota) ; Gulf Rocks 2004, the 6th North America Rock Mechanics Symposium (NARMS) / American Rock Mechanics Association, du 5 au 9 juin 2004 , Houston, Texas (Résumé et introduction, en anglais)
  18. J. Adachi, E. Siebrits, A. Peirce et J. Desroches ; Computer simulation of hydraulic fractures ; International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences ; Volume 44, Issue 5, July 2007, Pages 739-757 ; Doi:10.1016/j.ijrmms.2006.11.006 (Résumé, en anglais)
  19. a et b (Les gaz de schistes (shale gas))
  20. a, b, c et d Extraits/Bande annonce du film Gasland de de Josh Fox, 2010
  21. ([). http://www.developpement-durable.gouv.fr/Les-ressources-minerales,13850.html])
  22. ([). http://www.developpement-durable.gouv.fr/Lancement-d-une-mission-pour-mieux.html l])
  23. Nathalie Kosciusko-Morizet et Eric Besson reçoivent le rapport d'étape de la mission d'inspection sur les gaz et huiles de schiste, site Internet du Ministère de l'écologie, 21 avril 2011. Consulté le 16 juin 2011
  24. Fox, Josh. Interview par Ira Flatow. New Film Investigates 'Fracking' For Natural Gas. Science Friday. WAMU Washington, DC. June 18, 2010. Accédé le June 21, 2010.
  25. Margot Roosevelt : Gulf oil spill worsens -- but what about the safety of gas fracking? (June 18, 2010). Consulté le June 21, 2010.
  26. EPA Announces a Schedule of Public Meetings on Hydraulic Fracturing Research Study (June 21, 2010). Consulté le June 21, 2010.
  27. Éléments d'analyse critique par l'EPA d'un brouillon d'étude d'impact d'exploitation gazière (par fragmentation hydraulique du réservoir des « Schistes de Marcellus » et d'autres réservoirs à faible perméabilité), faite par l'État de New-York (EPA, Region 2, NY, Comments on the New York State Department of Environmental Conservation September 2009 draft SGEIS for the Well Permit Issuance for Horizontal Drilling and High-Volume Hydraulic Fracturing to Develop the Marcellus Shale and Other Low-Permeability Gas Reservoirs) (PDF, 2009/12/30)
  28. (en) « The "Inconvenient Truth" Behind Gasland », Huffington Post, 17 février 2011.
  29. V. Wright, N. H. Woodcock, et J. A. D. Dickson ; Fissure fills along faults: Variscan examples from Gower, South Wales, Geological Magazine; Nov. 2009; v. 146; no. 6; p. 890-902; DOI: 10.1017/S001675680999001X (Résumé en anglais)
  30. a, b, c, d, e et f Proppants? We Don't Need No Proppants Mayerhofer, M.J., Richardson, M.F., Walker Jr., R.N., Meehan, D.N., ; Oehler, M.W.,; Browning Jr., R.R., BJ ; Compte rendu de colloque (SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 5-8 October 1997, San Antonio, Texas) ; DOI:10.2118/38611-MS ([ Résumé])
  31. Perméabilité et percolation dans les schistes (mesurée en microdarcy voire en nanodarcy) ; www.nknt.org
  32. a, b, c et d Ching H. Yew, 1997, Proppant Transport in a 3-D Fracture ; Mechanics of Hydraulic Fracturing, Pages 61-83
  33. Joe Cartwright, Mads Huuse et Andrew Aplin; Seal bypass systems ; AAPG Bulletin; August 2007; v. 91; no. 8; p. 1141-1166; DOI: 10.1306/04090705181 ; American Association of Petroleum Geologists (AAPG) Résumé, en anglais
  34. Assez peu de publications sont trouvées par Google scholar sur ce sujet pour les années 1990-2010
  35. M.P. Cleary, D.E. Johnson, H-H. Kogsbøll, K.F. Perry, C.J. de Pater, Alfred Stachel, Holger Schmidt, Mauro Tambini ; Field Implementation of Proppant Slugs To Avoid Premature Screen-Out of Hydraulic Fractures With Adequate Proppant Concentration, Low Permeability Reservoirs Symposium, 26-28, April 1993, Denver, Colorado ; DOI:0.2118/25892-MS (Résumé en anglais)
  36. Md. Mofazzal Hossain, M.K. Rahman, Numerical simulation of complex fracture growth during tight reservoir stimulation by hydraulic fracturing ; Journal of Petroleum Science and Engineering, Volume 60, Issue 2, 2008/02, Pages 86-104 (http://www.sciencedirect.com/science?_ob=ArticleURL&_udi=B6VDW-4NXHCCC-3&_user=10&_coverDate=02%2F29%2F2008&_rdoc=1&_fmt=high&_orig=article&_origin=article&_zone=related_art_hover&_cdi=5993&_sort=v&_docanchor=&view=c&_ct=59150&_acct=C000050221&_version=1&_urlVersion=0&_userid=10&md5=983f1c0f4a1db8cf0ddc5ebcb33ef78c&searchtype=a Résumé)
  37. Source sur www.dec.ny.gov)
  38. [http://scholar.google.fr/scholar?hl=fr&q=Proppants+Radioactive+sand+&btnG=Rechercher&lr=&as_ylo=&as_vis=0 Résultats de recherche avec Google scholar sur le thème de l’usage de sable ou proppant radioacif pour la fragmentation hydraulique
  39. R.R. McDaniel, D.V. Holmes, J.F. Borges, B.J. Bajoie, C.R. Peeples and R.P. Gardner ; Determining Propped Fracture Width From a New Tracer Technology ; Hydraulic Fracturing Technology Conference, 19-21 January 2009, The Woodlands, Texas, doi:10.2118/119545-MS (résumé)
  40. Gidley, J.L. et al. (editors), Recent Advances in Hydraulic Fracturing, SPE Monograph, SPE, Richardson, Texas, 1989.
  41. Yew, C.H., Mechanics of Hydraulic Fracturing, Gulf Publishing Company, Houston, Texas, 1997.
  42. Economides, M.J. and K.G. Nolte (editors), Reservoir Stimulation, John Wiley & Sons, Ltd., New York, 2000.
  43. David Banks & Odling, N.E., Skarphagen, H., and Rohr-Torp, E. ; “Permeability and stress in crystalline rocks” |journal Terra Nova, volume=8, Chap 3 ; DOI:10.1111/j.1365-3121.1996.tb00751.x ; 1996 ; p 223–235
  44. Brown, E.T., Block Caving Geomechanics, JKMRC Monograph 3, JKMRC, Indooroopilly, Queensland, 2003.
  45. Perméabilité et percolation dans les schistes; www.nknt.org
  46. Exemples de brevet de proppant (agent de soutènement) Composite and reinforced coatings on proppants and particles A. Richard Sinclair et al, ou Lightweight oil and gas well proppants ; David S. Rumpf et al
  47. Ed Quillen, Fracking, fracing or fraccing ?, June 25, 2009, High Country News
  48. Warpinski, Norman R. Dual Leakoff Behavior in Hydraulic Fracturing of Tight, Lenticular Gas Sands  ; SPE Production Engineering Volume ; Vol.5, N°3  ; Aout 1990, document public (administration) DOI:10.2118/18259-PA (Résumé, en anglais)


Annexe

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Articles connexes

Bibliographie

  • Jean-Paul Szezuka, ENSPM Forage dirigé, Ingénierie et méthodes, Ed 3.3, juin 2005
  • Jean-Luc Mari Sismique de puits ; Cours online de géophysique. Université de Lausane et Institut français du pétrole
  • Hubbert, M.K. ; Willis, D.G. ; Mechanics of hydraulic fracturing  ; Mem. - Am. Assoc. Pet. Geol.; (United States) ; Volume: 18 ; OrgUS Geological Survey (Résumé )

Liens externes



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