Le centre d'information sur les hydrocarbures non conventionnels

Plateforme d'information et de documentation
du Centre hydrocarbures non conventionnels

Les dossiers techniques apportent l'éclairage du CHNC sur les principales questions relatives à l'exploitation 
des hydrocarbures non conventionnels sur les plans techniques et environnementaux.
Ils traitent de neuf thèmes principaux, dont la fracturation hydraulique, les additifs utilisés, la gestion de l'eau, etc…
Ces dossiers, qui sont basés sur des données factuelles, ont été soumis pour avis au Conseil scientifique.

SISMICITÉ

SISMICITÉ : ÉTAT DES LIEUX

1/ LA SISMICITÉ EN BREF

L’exploitation des hydrocarbures non conventionnels (HNC, communément pétrole ou gaz de schiste) est à l’origine de deux opérations bien distinctes qui peuvent causer un phénomène sismique induit :

L'ANALYSE DU CHNC

1 / LA SISMICITÉ EN BREF

L’exploitation des hydrocarbures non conventionnels (HNC, dont les gaz de schiste et pétrole de schiste) est à l'origine de deux opérations distinctes qui peuvent présenter des risques sismiques induits et qui peuvent être maîtrisés :
• Un simple ébranlement du sol peut avoir lieu à proximité du site où ont lieu les opérations de fracturation hydraulique, une technique mature consistant à injecter quelques dizaines de milliers de m3 d’eau dans les roches renfermant les HNC, afin d'améliorer le drainage de ceux-ci.
• Des séismes plus importants ont été constatés lors de l'élimination par réinjection massive en profondeur des eaux de reflux issues d'un très grand nombre de sites de production des HNC : ce sont alors des millions de m3 d’eau qui sont injectés, comme cela est le cas aux États-Unis qui autorise cette pratique.

Par ailleurs, dans ce pays, la coexistence des sites de production des HNC (où ont lieu les fracturations hydrauliques) avec les sites de réinjection a créé un amalgame dans la perception des risques associés à chacune de ces opérations, qui sont cependant de nature bien distincte. Le présent dossier va s'attacher à décrire les divers types de risques sismiques, puis considérer plus spécialement la sismicité induite et les méthodes utilisées pour l'éviter.

2 / DES RISQUES DE SISMICITÉ MAÎTRISABLES

Toute vibration du sol peut être enregistrée par des "sismomètres" ancrés dans le sol : la précision des appareils permet actuellement d’enregistrer par exemple à Paris un tremblement de terre - même de faible magnitude (non dévastateur) - qui aurait lieu au Japon. L’activité humaine, les camions qui roulent, le métro, le percement d’un tunnel, l’exploitation d’une carrière par explosifs, le décollage d’un avion, provoquent aussi des ondes que l’on peut enregistrer. Ces activités humaines ont la particularité de générer de l’activité sismique dont la source est proche de la surface, alors que la déformation de l’écorce terrestre du fait de la tectonique des plaques entraine de la sismicité de sources généralement plus profondes.

La fracturation hydraulique entraîne une perturbation dans la roche et donc peut provoquer une sismicité (un ébranlement du sol) à proximité du site des opérations. Cette sismicité est de très faible intensité, d’où le nom de micro sismicité. Dans certains cas, les opérations liées à l’extraction des hydrocarbures conventionnels peuvent aussi entraîner des phénomènes sismiques.

Une manifestation sismique enregistrée en surface peut avoir deux origines distinctes, l'une naturelle (liée aux mouvements tectoniques de l'écorce terrestre) et l'autre induite (liée à une activité humaine).

Sismicité naturelle, liée à l'activité tectonique
La sismicité est la manifestation d’un "tremblement de terre", le plus souvent provoqué par le glissement soudain de failles généralement profondes, événements qui se produisent principalement dans des zones tectoniques dites actives et identifiées comme telles.
L’énergie développée par ces mouvements est mesurée sur une échelle logarithmique, "l’échelle de Richter", qui permet d’établir la magnitude du séisme (noté de 0 à 10 et au-delà) et ses conséquences : quand le niveau augmente d’une unité sur cette échelle, cela correspond à une multiplication par 30 de l’énergie libérée par le séisme.
Entre 0 et 2, les vibrations sont uniquement détectables par des instruments de haute précision ; entre 3 et 4, les effets ressentis par l’homme sont comparables à ceux produits par le passage d’une rame de métro ou d’un gros camion à proximité (vibration des vitres) ; à partir de 4, on observe des bris de glace ; à 5, des meubles sont déplacés et des fissures apparaissent dans certains bâtiments ; à 6, des constructions commencent à être endommagées. Chaque année, on recense à la surface du globe plus d’un million de séismes, dont 2000 environ sont d’intensité supérieure à 5.
C’est à partir de 7 que les dégâts sont de grande envergure et que l’on peut parler de catastrophes naturelles : le tremblement de terre naturel le plus important enregistré par l’homme a atteint une magnitude de 9,5 degrés sur l’échelle de Richter, le 22 mai 1960 au Chili. Celui, en mer, qui a généré le gigantesque tsunami au large du Japon, à l’origine de la catastrophe de Fukushima en 2011, était de magnitude 9.

Sismicité induite, liée à l’activité humaine
Si la grande majorité des séismes sont d’origine naturelle, certaines activités industrielles comme l’exploitation minière, la mise en eau de barrages hydrauliques, l’exploitation géothermique ou celle des hydrocarbures conventionnels, ainsi que certaines opérations de génie civil peuvent être également la cause d’une sismicité induite[1].

2.1 / LA SISMICITÉ INDUITE PAR LA FRACTURATION HYDRAULIQUE

La fracturation hydraulique est une technique maîtrisée, utilisée de longue date dans les forages d’hydrocarbures conventionnels : elle consiste à injecter brièvement un fluide (de l’eau, en général) à forte pression, en une fois ou par vagues successives, dans la roche mère en profondeur (généralement entre 1 500 et 3 000 m) pour provoquer une fissuration de la roche, limitée autour de la partie horizontale du forage sur quelques dizaines voire centaines de mètres tout au plus. Cette opération va localement permettre le déplacement des hydrocarbures présents dans la roche vers le forage. La propagation des fissures ainsi induites dans la roche peut être visualisée grâce à des enregistrements de micro-sismique[2] et [3] : lors de la fracturation hydraulique, l’énergie libérée constitue une source d’ondes élastiques que l’on peut mesurer à l’aide de géophones, détecteurs très sensibles, placés en surface et dans les puits voisins du forage. Les sources de vibrations provoquées sont ainsi localisées dans l’espace et cartographiées, donnant une vision claire de la zone fracturée : la propagation des fractures peut ainsi être reproduite en image tridimensionnelle.

 

Des vibrations localisées, instantanées et de faible intensité
L’ouverture des fissures, d’ordre millimétrique sur leur épaisseur, peut provoquer un ébranlement en surface, de très faible intensité et détectable uniquement par des instruments très sensibles. Il est en outre bref et localisé, limité à l’opération de fracturation.
Dans le cas où la fracturation hydraulique a lieu à proximité immédiate d'une faille préexistante, celle-ci pourra éventuellement, selon l'état des contraintes naturelles affectant les roches en profondeur, être réactivée par les fluides injectés (par un phénomène assimilable à une lubrification du plan de faille), engendrant un ébranlement plus important.
Cela a notamment été le cas à Blackpool dans le Lancashire anglais lors d’une fracturation hydraulique.

Le cas de Blackpool
En mai 2011, dans la région de Blackpool – Lancashire britannique –, la presse se fait l’écho de vibrations ressenties par la population et évoque un "séisme" lié à la fracturation d’un puits d'exploration ayant eu lieu la veille. Après analyse des données par le BGS (British Geological Survey, le service géologique britannique), les deux secousses sont évaluées à une magnitude de 1,5 et 2,3 sur l’échelle de Richter ; soit un effet moindre que les vibrations émises par une rame de métro à Paris.
Les études ont montré que ces épisodes étaient dus à la combinaison de deux facteurs : la pression exercée par la fracturation hydraulique et la présence d’une zone de faille active à proximité.
Des études géologiques et géophysiques préalables auraient pu permettre de détecter la présence éventuelle de failles et ainsi positionner le puits en conséquence.
Cet incident a conduit le gouvernement anglais à établir une règlementation spécifique afin d'éviter tout risque sismique associé à une fracturation hydraulique (cf § "4 - La règlementation" ci-dessous).


2.2 / LA SISMICITÉ INDUITE PAR LA RÉINJECTION DES EAUX DE REFLUX

Le traitement des eaux de reflux
Lors de la mise en production des hydrocarbures de schiste, après la phase de fracturation hydraulique, on récupère par dégorgement un volume d'eau dit "de reflux" variable selon les gisements : en moyenne, on peut évaluer ce reflux à environ 50% des volumes d’eau injectés pour la fracturation.
L'importante volumétrie que représente la récupération des eaux de reflux émanant de l'ensemble des différents puits d'exploitation sur une même région nécessite le choix d'une solution acceptable d'un point de vue environnemental pour les éliminer.

Quatre scénarios sont possibles pour gérer les volumes importants d’eaux de reflux :
• Scénario 1 : une récupération pour réutilisation en circuit fermé
Les eaux de reflux récupérées sont, après un traitement sommaire, réutilisées pour d'autres opérations de fracturation hydraulique, diminuant ainsi d'autant la quantité globale d'eau consommée.
• Scénario 2 : le traitement de l’eau
Après traitement et purification des eaux, celles-ci sont rendues propres à une réutilisation en agriculture (arrosage) ou à une remise en circulation dans les cours d’eau environnants.
• Scénario 3 : la réutilisation par une autre industrie
Ainsi par exemple, en octobre 2014, le Ministre de l'environnement de la province de Nouvelle Ecosse (Nova Scotia) au Canada a autorisé la réutilisation d'eaux de reflux de fracturations hydrauliques comme réfrigérant dans une cimenterie[4], les eaux étant ainsi évaporées à 700°C.
• Scénario 4 : la réinjection en aquifères profonds
Les eaux de reflux non traitées vont être réinjectées en couche profonde au moyen d’un forage dédié, à une profondeur de l’ordre de 2 000 à 3 000 mètres dans un aquifère en général salé. Ces eaux de reflux ne peuvent alors remonter, car elles sont contenues dans une formation géologique de grande extension constituée de roches perméables et isolées naturellement de toute communication avec la surface par d’autres couches argileuses et imperméables. Aux États-Unis où cette opération est couramment autorisée, c’est le schéma le plus généralement retenu et comparable au traitement réservé aux effluents d’autres industries. En France, ce type d’injection n’est en général pas autorisé.

Quels sont les risques de sismicité liée à la réinjection en aquifères profonds des eaux de reflux ?
La réinjection d’eaux de reflux est de nature très différente de la fracturation hydraulique :
D'une part, elle a lieu dans des couches géologiques perméables, alors que la fracturation hydraulique a lieu, par définition, dans des couches compactes ;
D'autre part, les volumes concernés par l’une et l’autre opération sont sans commune mesure : les eaux de reflux proviennent de plusieurs centaines - voire milliers de puits et sont injectées en un seul lieu ; ces volumes nécessitent une très longue durée d’injection, une lente montée en pression de l’aquifère profond, et un risque de sismicité pouvant aller jusqu’à des magnitudes de degré 5 ou 6 sur l’échelle de Richter.

Aux États-Unis, on a pu constater, des corrélations nettes entre sismicité et réinjection d'eaux de reflux. On peut citer, par exemple, le cas de Denver où un arsenal de l’armée américaine réinjectait des eaux polluées dans une nappe profonde située au pied des Rocheuses, connue pour être une zone de faille à l’activité sismique avérée. Les séismes engendrés sont allés progressivement d’une amplitude de 3 à 5 puis ont cessé avec l’arrêt des injections.

 

Figure 1. Relation entre les magnitudes maximales recensées des séismes créés ou probablement crées par des injections de fluides pour la production d’énergie aux États-Unis et la quantité de fluide injectée pour différentes applications.

Le très grand nombre de sites d'injection utilisés aux États-Unis pour des effluents industriels (plus de 30 000) montrent que si les risques de sismicité sont réels, ils sont cependant limités, identifiés et peuvent être maîtrisés. Par ailleurs, ils ne sont pas spécifiques à la production des gaz et pétroles de schiste et sont également le fait d’autres activités faisant appel à ce type de procédé.
Selon une étude américaine (USGS – US Geological Survey, le service géologique des États Unis), il a été établi que sur les dizaines de milliers de puits de réinjection d'eaux de reflux en exploitation au Texas, seule une faible partie a fait apparaitre un lien entre la réinjection des effluents et une sismicité élevée[5].
En France, dans le cadre du gisement de gaz "conventionnel" de Lacq, fermé en 2013 suite à l'épuisement du gisement, on a mesuré les événements sismiques locaux (ils font l'objet d'une surveillance très étroite) : ceux-ci sont liés directement à l'exploitation du gaz, par compaction des réservoirs suite au soutirage[6], qui crée lui aussi des événements sismiques ; tous étaient de magnitude inférieure à 5 sur l’échelle de Richter (le plus important était de 4.4). Par ailleurs, la réinjection sur le site des eaux usées en provenance de l'activité industrielle de Lacq n'a pas donné lieu à une sismicité qui puisse être distinguée de la précédente.

Figure 2. Carte des magnitudes sismiques enregistrées en France


Source : "Carte de la sismicité de la France entre 1980 et 2012" - Réseau National de Surveillance Sismique (RéNass).
 
[1] Davies, R. et Foulger, G.et Bindley, A. et Styles, P. - (2013) - '"Induced seismicity and hydraulic fracturing for the recovery of hydrocarbons" - Marine and petroleum geology. - 45 . pp. 171-185.
[2] Philippe Charlez, Pascal Baylocq et Bernard Tardieu (préfacier) - "Gaz et pétrole de schiste en questions" - Editions Technip, Paris, 2014 - 225 p - ISBN : 978-2-7108-1148-0.        
[3] Richard J. Davies, Simon Mathias, Jennifer Moss, Steinar Hustoft et Leo Newport "Hydraulic Fractures: How Far Can They Go?" - Durham Energy Institute, Department of Earth Sciences, Durham University, Royaume-Uni - 2012 - 6 p.
[4] Cecilia Jamasmie - "Nova Scotia to use fracking waste at cement plant" - Site Internet : Mining.com - 29 Octobre 2014.
[5] William L. Ellsworth - "Injection-Induced Earthquakes" - Science Journals, volume 341, n° 6142 - 2013.
[6]  Thomas Bardainne - "Etude de la sismicite de Lacq et analyse des formes d'ondes par decomposition en chirplets" - Geophysics - Universite de Pau et des Pays de l'Adour - 2005 - French - .
 

3 / QUELQUES ORDRES DE GRANDEUR

• Fracturation hydraulique : le volume d'eau nécessaire pour une fracturation hydraulique (FH) est de l'ordre de 10 000 à 20 000 m3 par puits (sur la base de 10 étages fracturés par puits)[7] ; lors de la mise en production, une quantité variable selon la nature du gisement retourne en surface (dégorgement ou reflux) ; on estime la quantité d'eau de reflux qui remonte par le puits et qui est récupérée en surface en moyenne à environ 50% des volumes injectés lors de la fracturation hydraulique, soit de l'ordre de 5 000 à 10 000 m3 par puits (variable selon la géologie locale et les procédures de FH, entre 20 et 80% des volumes injectés, le reste étant produit ultérieurement avec l'eau de formation).

• La réinjection en couche aquifère profonde des eaux de reflux mobilise 5 000 à 10 000 m3 d'eau de reflux par puits ; dans le seul Texas, il y a plusieurs dizaines de milliers de puits fracturés, ce qui explique l'importance que revêt l'élimination dans de bonnes conditions des eaux de reflux en provenance de ces puits. Globalement aux États-Unis, il existe plus de 30 000 sites de réinjection[8]. Certains de ces sites peuvent ainsi recevoir des dizaines de millions de m3 d’eau de reflux sur des durées de 20 à 30 ans.

[7] Un “étage” ou "segment" de fracturation correspond à une opération d’injection de fluide de fracturation sous pression à une position donnée dans le forage horizontal ; on réalise environ une dizaine d’étages de fracturation pour un forage horizontal donné.
[8] Bill Ellsworth - U.S. Geological Survey-  Débat télévisé de CNBC Rick Santelli : "Whether fracking for oil and gas causes earthquakes"9 avril 2012.

4 / RÉGLEMENTATION

• Le cas de la fracturation hydraulique
Suite à l’incident de Blackpool, le DECC (Department of Energy and Climate Change - ministère de l’énergie et du changement climatique britannique) a été amené à formuler de nouvelles règles, visant à réduire les risques d’une sismicité induite par la fracturation hydraulique.

Celles-ci impliquent :
• d’utiliser toutes les informations géologiques disponibles afin d’identifier la présence éventuelle de failles et ainsi éviter toute fracturation hydraulique à leur proximité ;
• d’exploiter les enregistrements existants du BGS (British Geological Survey, le service géologique britannique) afin de déterminer le niveau d’activité sismique naturelle ;
• d’injecter le moins possible d’eau dans la roche pour la fracturation ;
• d’enregistrer l’activité sismique pendant et après toute la durée de l’opération de fracturation ;
• de suspendre l’injection au cas où une sismicité de niveau 0,5 sur l’échelle de Richter est enregistrée.

Sur ce point, des voix s’élèvent actuellement en Angleterre, car ce niveau de 0,5 est extrêmement faible (effet ressenti équivalent à celui du tremblement occasionné par un claquement de porte), alors que l’utilisation d’explosifs dans l’exploitation des carrières est autorisée jusqu'à des tremblements de sol de niveau 3 sur l’échelle de Richter[9].

• Réinjection d’effluents industriels
En Europe, et particulièrement en France, la réinjection d’effluents industriels est soumise à une législation très stricte : tout site de réinjection doit au préalable obtenir une autorisation règlementaire dont les modalités de mise en œuvre sont précisées par un arrêté préfectoral. L’autorisation, qui demeure exceptionnelle, est donnée pour une durée limitée et soumise à renouvellement.
On citera par exemple un arrêté de la Préfecture des Pyrénées Atlantiques[10] autorisé par le décret N° 77-1133 du 21 septembre 1977[11] , concernant le site de Lacq, autorisant l’injection d'effluents provenant des installations industrielles. Il pose et précise strictement le cadre de l’opération et détaille l’ensemble des conditions requises, notamment les installations d’injection, la nature et la quantité des effluents injectés, la surveillance des injections et du dispositif global et dresse enfin les conditions de cessation d’activité.

[9] Westaway, R., et Younger, P. L. - (2014) - "Quantification of potential macroseismic effects of the induced seismicity that might result from hydraulic fracturing for shale gas exploitation in the UK" - Quarterly Journal of Engineering Geology and Hydrogeology, 47 (4). pp. 333-350 - ISSN 1470-9236.
 

5 / CONCLUSION

Il importe de bien distinguer le risque sismique associé aux opérations de fracturation hydraulique de celui qui est associé aux réinjections d’eaux de reflux.
• Le risque d’une sismicité induite par les opérations de fracturation hydraulique est très faible, tant en nombre de cas observés que par les amplitudes associées :
- Sur le nombre de fracturations hydrauliques réalisées aux USA ou au Canada (des centaines de milliers), seuls trois cas ont pu être directement corrélés à une sismicité consécutive[12]  ;
- L'amplitude des secousses sismiques induites dans ces rares cas est faible (inférieure à 3), ce qui correspond, en termes d’effets ressentis, à l’équivalent du passage d'une rame de métro parisien ou à celui d'un gros camion dans la rue.
Le risque d’une sismicité induite par la réinjection d’eaux de reflux est nettement plus important, avec un nombre de cas où la corrélation a pu être établie et une amplitude des secousses enregistrées bien supérieure au cas précédent. Toutefois, compte tenu du très grand nombre de sites de réinjection aux États-Unis, le nombre d'occurrences sismiques associées reste faible. Les volumes importants d'eau réinjectées en sont potentiellement la cause, notamment lorsque le site qui les reçoit est à proximité de failles existantes. Celui-ci doit donc être choisi en toute connaissance de cause (validation par des études géologiques) et l’opération de réinjection doit être interrompue dès la première manifestation sismique. La règlementation existante en Europe et en France dans ce domaine permet de réduire considérablement ce risque.

[12] Davies, R. et Foulger, G.et Bindley, A. et Styles, P. - (2013) - '"Induced seismicity and hydraulic fracturing for the recovery of hydrocarbons" - Marine and petroleum geology. - 45 . pp. 171-185.

6 / RÉFÉRENCES

Induced or triggered earthquakes in Texas: Assessment of current knowledge and suggestions for future research

Date : Novembre 2012

Auteurs : Cliff Frohlich (Institute for Geophysics, University of Texas, Austin)

Ce document propose une compilation des séismes de magnitude supérieure à 3 enregistrés au Texas entre 1847 et 2012 et étudie les possibles corrélations avec les gisements d’hydrocarbures (conventionnels et non conventionnels) ou les puits de réinjection d’eaux usées de cet Etat.

Induced Seismicity and Hydraulic Fracturing for the Recovery of Hydrocarbons

Date : Avril 2013

Auteurs : Prof. Richard Davies, Ph.Dd., Gillian Foulger, Annette Bindley, (Durham University, UK); Peter Styles (School of Physical and Geographical Sciences, Keele University, Keele, UK)

Cette étude porte sur 198 cas dans le monde de sismicité de magnitude supérieure à 1 induite par l’activité humaine (dont la fracturation hydraulique) et traite plus particulièrement de 3 cas corrélés à la fracturation hydraulique (USA, Canada et UK).

Preese Hall Shale Gas Fracturing - Review & Recommendations For Induced Seismic Mitigation

Date : Avril 2012

Auteurs : Hydraulic Fracture : Dr Christopher A. Green (G Frac Technologies) / Seismic : Professor Peter Styles (Keele University) and Dr Brian J. Baptie (British Geological Survey)

Ce document présente l’analyse détaillée des fracturations hydrauliques effectuées dans le forage de Preese Hall, près de Blackpool (UK), opéré par Cuadrilla et les corrèle aux secousses sismiques ressenties. Il propose une procédure afin d’éviter tout risque de sismicité lié aux opérations de fracturation hydraulique.

Quantification of potential macroseismic effects of the induced seismicity that might result from hydraulic fracturing for shale gas exploitation in the UK

Date : Novembre 2014

Auteurs : Rob Westaway and Paul L. Younger (School of Engineering, University of Glasgow, UK)

Ce document pointe l’incohérence entre la règlementation DECC en matière de séismicité induite par la fracturation hydraulique (arrêt des opérations dès qu’une secousse atteint une magnitude de 0.5) et celle régulant les exploitations des carrières (où une magnitude de 3 est acceptée) et plaide pour un alignement sur cette dernière.

FRACTURATION HYDRAULIQUE

FRACTURATION HYDRAULIQUE : TECHNIQUES ET ÉVOLUTIONS

LA FRACTURATION HYDRAULIQUE EN BREF

La fracturation hydraulique est une technique utilisée de longue date dans les forages d’hydrocarbures conventionnels.

L'ANALYSE DU CHNC

1 / LA FRACTURATION HYDRAULIQUE EN BREF

La fracturation hydraulique est une technique utilisée de longue date dans les forages d’hydrocarbures conventionnels. Elle consiste à fissurer une roche compacte qui n’offre pas la perméabilité nécessaire au drainage, c’est à dire à l’exploitation des hydrocarbures. Elle est aussi utilisée pour augmenter la productivité de forages d’eau ou pour faire des mesures in situ de mécanique des roches.
L’origine du mot vient de l’anglais "fracturing" ou "frack, fracking", traduit littéralement par "fracturation hydraulique", alors que le terme de "fissuration hydraulique" serait mieux adapté.

Fracturer revient à fissurer un matériau sous l’effet d’une action mécanique, ici dite hydraulique, car générée par des liquides injectés sous pression dans la roche. L’injection d’eau, additionnée de sable (9 %) et de produits chimiques (1 %), va créer un réseau de fissures, d'une ouverture de quelques millimètres au plus, qui va se propager latéralement sur plusieurs dizaines à quelques centaines de mètres.
Dans le cas des hydrocarbures non conventionnels (HNC), le forage vertical  est très généralement complété par une partie horizontale qui permet de pénétrer sur plusieurs centaines de mètres (jusqu'à 1 ou 2 km) dans la roche mère contenant les hydrocarbures et ainsi augmenter le volume drainé.
La fracturation hydraulique est actuellement en débat. Elle soulève des questions liées à la quantité d’eau utilisée, aux adjuvants chimiques, aux risques de pollutions en surface ou des aquifères superficiels, ainsi que de sismicité induite[1].

[1] L’ensemble de ces thèmes est traité dans des dossiers techniques spécifiques.

2 / TECHNIQUES ET ÉVOLUTIONS RÉCENTES

2.1 FRACTURATION HYDRAULIQUE et forage horizontal

A l’origine…
C’est en 1947, dans les gisements conventionnels du Hugoton au Kansas, que la firme américaine Halliburton expérimente pour la première fois la fracturation hydraulique. Plus d’un demi-siècle plus tard, cette opération s’est largement développée et bénéficie d’une expertise éprouvée (de l'ordre de 2,5 millions de puits dans le monde, dont une cinquantaine en France).
Dans les gisements compacts, la fracturation hydraulique est couplée à une technique complémentaire, le forage horizontal, qui permet de traverser sur une grande longueur la roche contenant les hydrocarbures non conventionnels. Si le premier forage horizontal a été réalisé en 1929 au Texas, c'est la société française Elf Aquitaine (fusionnée avec Total en 2000) qui en a prouvé l'intérêt commercial au début des années 1980, sur les champs de Lacq et Castéra Lou dans le sud-ouest de la France et de Rospo Mare en Italie.
En 1990, plus de 1 000 forages horizontaux ont été réalisés dans le monde, essentiellement pour du pétrole[2]. C’est à partir du milieu des années 2000, que l'exploitation des gaz de schiste et pétroles de schiste aux États-Unis a entraîné une généralisation de la technique. Après une progression constante d'année en année, plus des deux tiers des 37 000 forages réalisés en 2014 aux États-Unis sont horizontaux.[3]

La fracturation hydraulique : pourquoi et comment
Dans le cas des hydrocarbures conventionnels, la bonne perméabilité naturelle de la roche (appelée "réservoir") permet un drainage des hydrocarbures sur de vastes volumes avec peu de puits. Dans le cas des hydrocarbures non conventionnels, la roche, très compacte (improprement appelée "schistes", car il s'agit plutôt d'une argile), nécessite de créer un réseau de fissures pour la rendre perméable. Le drainage du pétrole ou du gaz vers le forage, puis la surface, n'est possible qu'à partir de ces zones fissurées, donc de volumes très limités autour du forage.
La fracturation hydraulique consiste à injecter de l’eau sous forte pression dans la roche mère (située entre 1 500 et 3 000 m de profondeur). Cela permet de créer des fractures d'ouverture millimétrique, qui se propagent latéralement autour de la partie horizontale du forage. L’objectif est de parvenir à étendre cette fracturation, afin d'obtenir un rayon de drainage important au sein de la roche mère, tout en restant limité à celle-ci. Il s’agit de créer un VRS (Volume de Roche Stimulée, "SRV" en anglais) le plus important possible, ayant une perméabilité qui soit devenue de 1 000 à 100 000 fois supérieure à celle de la roche initiale. La propagation des fractures est au maximum de quelques centaines de mètres au-delà du forage.
Dans le cas d'un puits vertical, le volume fracturé est réduit à la seule épaisseur du niveau traversé (généralement quelques dizaines, voire centaines de mètres). Avec un puits horizontal, l’effet est démultiplié, car il est proportionnel à la longueur forée horizontalement au sein de la roche mère (généralement entre 1 000 et 2 000 m, ou plus).

Pression de fluide et fissuration de la roche
Les couches géologiques sont soumises à des contraintes, en fonction du poids des terrains au-dessus d’elles. Ces contraintes varient avec la profondeur : plus le site est profond, plus forte est la contrainte d'orientation verticale qu'il subit. Il est en outre contraint par des forces horizontales, nées de la tectonique, les mouvements de la croûte terrestre, d’intensité variable. La fracturation hydraulique va permettre la propagation du fluide de fracturation, sous l'effet de ces contraintes naturelles : la fissuration aura une tendance naturelle à se propager parallèlement à la direction de la contrainte maximale qui règne à l'endroit où a lieu la fracturation.

 

Segments de fracturation
Les pertes de charge dans les fissures, les frictions, la perte d’énergie due à l’éloignement du point d’application de l’injection limitent rapidement la fracturation : faute de pression suffisante, la fracturation de la roche s’arrête. Pour un maximum d’efficacité, le procédé de fracturation s’effectue par segments successifs dans la partie horizontale du forage, chacun, en général long d’une centaine de mètres. On commence par fracturer le segment le plus éloigné au fond du forage, puis après son isolation par un bouchon, on recule d’un segment et on fracture de nouveau. L’opération est renouvelée pour couvrir l’ensemble de la partie horizontale.
Pour un puits horizontal de 1 ou 2 kilomètres de long, on réalisera ainsi 10 à 20 segments de fracturation (on parle aussi d’ "étages", mot traduit de l’anglais "stage", mais cette terminologie risque d’induire en erreur : les "étages" sont ici alignés et non superposés).

Figure 1. Schéma illustrant un forage horizontal d'hydrocarbures non conventionnels.

Forage horizontal
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Eau et proppants
La perméabilité créée par le flux d'eau sous pression va disparaître rapidement avec l'arrêt de l’injection: pour éviter que les fissures ne se referment, on injecte avec l’eau un agent de soutènement, ou "proppant", qui va maintenir ouvert le réseau de fissures de 1 ou 2 millimètres d'ouverture artificiellement créé. Il s’agit habituellement de sable naturel, qui peut être remplacé dans certains cas par des billes millimétriques de céramique ou de bauxite (un oxyde d'aluminium), parfaitement calibrées. Comme l’eau n’est pas assez visqueuse pour acheminer le sable sur une longue distance dans les fissures créées, on va accroître sa portance en augmentant sa viscosité par l’adjonction d’un gélifiant.

Mise en production
Quand la fracturation de la roche mère est établie et que l’injection de l’eau est arrêtée, un reflux s'établit (le"flow-back"). À l’image d’une éponge imbibée que l’on presse (les forces souterraines en jeu), le mélange d’eau de fracturation est en partie expulsé et remonte le long du puits : la quantité du reflux est variable en fonction des gisements, de l'ordre de la moitié du volume injecté. Le reflux draine avec lui les premiers volumes de gaz ou pétrole. Après l’épuisement du reflux récupéré, le flux majeur des hydrocarbures recherchés remonte en surface, associé cette fois à l'eau dite "de formation" (ou "de production"), qui provient de la roche mère elle-même. La production commence.

Une productivité moindre que les hydrocarbures conventionnels
Là où un site d’hydrocarbure conventionnel permet de produire pendant toute la durée de vie de son exploitation, environ 30% du pétrole ou 70 à 80 % du gaz contenus dans la roche, les sites non conventionnels vont restituer seulement 5 à 10 % du pétrole, 15 à 20 % du gaz. Les volumes produits de gaz ou de pétrole non conventionnels vont décroître rapidement au cours des premières années : sur une durée de production d'une quinzaine d'années environ, 80 % de la production totale d'un puits peut être obtenue lors des 3 à 4 premières années. Lorsque l'exploitation est économiquement justifiée, cela conduit à multiplier le nombre de puits.

Figure 2. Graphique illustrant la production annuelle par puits, en % de la production totale

Production annuelle par puits
 

2.2 FRACTURATION HYDRAULIQUE et matières premières

Une fracturation hydraulique nécessite un important volume d’eau (environ 90 % du volume total injecté), des proppants, généralement du sable (environ de 9% en masse) et des additifs (environ 1% en masse).

L’eau : 90% des matières injectées
Une fracturation fait appel à une injection d’eau importante : pour chaque segment fracturé, ce sont 1 000 à 2 000 m3 d’eau qui sont injectés dans les couches profondes, soit l’équivalent d’une piscine olympique. Pour un forage comprenant une dizaine de segments de fracturation, la consommation d'eau avoisine[4] 10 000 à 20 000 m3.

Du sable, de qualité : 9%
Destiné à servir d'agent de soutènement (ou "proppant") dans les fissures générées par la fracturation hydraulique, du sable siliceux (environ 9 % en masse) est utilisé pour  résister à l'écrasement. Il doit également être parfaitement calibré afin de pouvoir être propulsé par le fluide d’injection avec un minimum de friction tout au long des fissures.
Afin d'augmenter sa résistance, certains sables sont renforcés par un enrobage en céramique, voire entièrement produits dans cette matière. Une technologie innovante permet de produire des billes creuses millimétriques très résistantes à l'écrasement et de densité inférieure au sable, les rendant ainsi particulièrement adaptées aux fluides peu denses comme le propane, qui peut être utilisé comme fluide de fracturation à la place de l'eau (voir § "Fluides alternatifs" ci-dessous).

Avec une moyenne de 9% de sable utilisé dans les fluides de fracturation, les quantités peuvent rapidement devenir importantes : pour un segment fracturé, les besoins en sable avoisinent 100 tonnes ; la quantité globale par puits peut ainsi atteindre, voire dépasser, le millier de tonnes.
Aux États-Unis, où sont forés environ 40 000 puits par an, la consommation de sable naturel pour les besoins des Hydrocarbures non conventionnels était estimée à 43 millions de tonnes en 2014, en progression de 30% par rapport à 2013[5]. Cette hausse a eu un impact sur le prix du sable, en augmentation de plus de 20% sur l'année 2014. Un effet induit qui profite à l'industrie extractrice : l'état du Wisconsin, principal fournisseur de sable aux États-Unis, a ainsi autorisé plus de 100 nouveaux sites d'extraction en 2014, contre 5 en 2010.
L’autre source de coût concerne le transport : de grandes quantités de sables, en provenance des carrières offrant une granulométrie et une résistance compatible avec les opérations de fracturation hydraulique, doivent être acheminées sur de grandes distances, par trains puis par camions. Le transport représentait 58 % du coût du sable livré en 2010, ce pourcentage est estimé à environ 70% en 2014[6]

Des additifs, dans une faible proportion : 1%
Hormis l’eau et le sable, l’injection hydraulique a besoin d’adjuvants chimiques (moins de 1 % en masse). Le plus important d’entre eux est un "gélifiant", qui, associé à l’eau, va augmenter sa viscosité, donc sa portance. Ce "gel" n’est autre que la gomme de guar tirée de la graine d’une sorte de haricot, ne présentant aucun danger pour l’homme et utilisée de façon très courante dans l’industrie alimentaire comme gélifiant.
Sa mission de portance remplie, cette gomme risque de gêner ou d’empêcher le reflux liquide porteur d’hydrocarbures. On injecte donc pour la dissoudre des "brisants" ("gel breakers").

D'autres catégories de substances sont incorporées dans le fluide de fracturation[7]:
• des bactéricides, pour éviter la formation de tout film bactérien qui pourrait être généré par la gomme ;
• des agents anticorrosion, pour protéger le métal des installations. Soit l’équivalent, en usage domestique, de ce que ce que l’on ajoute à sa peinture pour bloquer l’oxydation du métal ;
• des réducteurs de friction, afin de faciliter la propagation du fluide de fracturation dans la roche.

Risques, limites et usage responsable
Ces adjuvants, correctement utilisés, présentent en général un risque de pollution minime et maîtrisé. Compte tenu des volumes d’eau utilisés, ils peuvent atteindre des quantités importantes.

Plusieurs mesures sont mises en œuvre pour assurer un usage responsable :
• des produits biodégradables, couramment utilisés par les industries des cosmétiques ou agro-alimentaires, sont désormais favorisés ;
• la transparence est encouragée, en déclarant les produits utilisés sur la base de démarches volontaires. C’est le cas des industriels qui publient sur le site[8] la composition des fluides de fracturation utilisés aux États-Unis et au Canada (plus de 77 000 forages couverts, parmi 230 compagnies associées à cette démarche).

Un site similaire a été créé pour l’Europe[9] mais compte tenu du faible nombre actuel de forages d’hydrocarbures non conventionnels, il ne recense pour le moment que les puits réalisés en Pologne.

Des progrès restent à faire
Il reste encore des progrès à faire en matière de transparence, car l'exercice de droits de propriété industrielle fait que certains opérateurs ne détaillent pas l'ensemble des additifs utilisés.
 

2.3 FRACTURATION HYDRAULIQUE et impact environnemental

La fracturation hydraulique suscite de nombreuses questions quant à son impact sur l’environnement, aux risques sismiques, à la protection des aquifères et au traitement des eaux de reflux.

Propagation des fractures et micro-sismique
Pour visualiser la propagation des fissures liées à la fracturation hydraulique en temps réel, on fait appel à la micro sismique. Une technique qui permet de mesurer l’énergie libérée lors de la fracturation et visualiser en 3D sa localisation, à l’aide d’appareils d’enregistrements très sensibles, les géophones. On va ainsi contrôler que la propagation des fissures est limitée à quelques dizaines voire exceptionnellement quelques centaines de mètres, en propagation linéaire et latérale autour du forage.

Fracturation hydraulique et sismicité
Les opérations de fracturation hydraulique peuvent, dans certains cas, provoquer un ébranlement en surface, généralement de très faible intensité et détectable uniquement par des instruments très sensibles. Ce léger tremblement du sol reste généralement de magnitude inférieure à 3 sur l’échelle de Richter, soit en termes d’effets ressentis, l’équivalent du passage d’une rame de métro. Il est en outre local et limité au temps nécessaire aux opérations de fracturation[10].

Par contre, les réinjections d’eaux de reflux dans un aquifère profond, telle qu’elles se pratiquent aux États Unis, bien qu'étant un sous-produit des fracturations hydrauliques, sont de nature très différente en raison des volumes mis en œuvre. En effet, les eaux usées de plusieurs centaines - voire milliers - de puits, injectées massivement sur un seul site, peuvent être à l’origine de phénomènes sismiques, notamment lorsque le site est à proximité de failles préexistantes. Toutefois, compte tenu du très grand nombre de sites de réinjection aux États-Unis, le nombre d'occurrences d’événements sismiques associés reste faible.
La règlementation existante en Europe et en France permet de matriser ce risque (pour en savoir plus, voir dossier technique "Sismicité").

Fracturation hydraulique et interférence avec les aquifères
La propagation des fractures est limitée, on l’a vu, à quelques centaines de mètres tout au plus de part et d’autre du puits, à une profondeur qui se situe généralement entre 1 500 et 3 000 mètres de fond, alors que les aquifères d’eau douce se trouvent, eux, en général, à quelques centaines de mètres sous le sol. La probabilité d’une interférence des eaux de fracturation avec les aquifères est donc quasi-inexistante, à deux cas exceptionnels près : la proximité d’une faille, ou un défaut d’intégrité du forage[11] (tubages et cimentation).

Fracturation hydraulique et traitement des eaux de reflux
Entre 30 et 70 % des volumes injectés pour la fracturation hydraulique remontent en surface au moment de la mise en production. Ces eaux de reflux contiennent les additifs qui ont été ajoutés au fluide de fracturation, mais aussi d'autres éléments chimiques, provenant des hydrocarbures du gisement, ainsi qu'éventuellement quelques métaux et des éléments radioactifs naturels issus des argiles composant la roche mère. Tous ces éléments sont soit dissous, soit en suspension dans les eaux de reflux. La multiplication des forages nécessaires à l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels pose la question du traitement de ces importants volumes d’eaux.

Il existe trois solutions principales[12] :
1. L’eau de reflux est débarrassée des argiles, des éléments minéraux et des hydrocarbures, puis réutilisée sur un site de forage, pour une nouvelle fracturation hydraulique. Ainsi recyclée, la consommation d’eau sur le site est réduite et les réserves en eau préservées.
2. L’eau de reflux est enfouie en grande profondeur dans un site dédié, réservé spécifiquement à l’élimination des eaux issues de l'exploitation des hydrocarbures : ce puits est réalisé dans des roches profondes, poreuses et perméables, isolées naturellement des couches géologiques superficielles. Cette option peut localement induire un risque de sismicité[13]. La réinjection des eaux usées dans des nappes profondes est très rare et très réglementé en France, elle doit être approuvée par les autorités après une étude d’impact approfondie.
3. L’eau de reflux est envoyée dans un centre de traitement pour y subir un traitement élaboré et est remise en circulation, dans les cours d’eau de surface selon les normes en vigueur.

Fracturation hydraulique et émissions de gaz
Comme sur la plupart des chantiers de travaux publics, les sites de forage sont à l’origine de nuisances associées aux machines, ainsi qu'au surcroit de trafic local induit par les différentes opérations. Sur un site (ou "pad") d’une dizaine de puits, on compte environ une quinzaine de pompes à haut débit en activité pendant les opérations de fracturation hydraulique, ainsi qu’un trafic régulier de poids lourds. Autant les pompes que les camions fonctionnent pour l'essentiel avec des moteurs Diesel, à l’origine d’émissions de différents gaz dans l’atmosphère, comme le CO2 contribuant à l’effet de serre, ou les NOx, CO, SO2 et les particules[14]. Il est donc préconisé de limiter au maximum l’usage de moteurs Diesel. Une des voies de progrès dans ce domaine est de privilégier des machines à motorisation électrique.

Fracturation hydraulique et pollution sonore
L’ensemble des opérations et du trafic génère du bruit pendant des durées allant de quelques semaines à quelques mois, selon les phases ; des murs anti-bruit sont érigés autour du site et le travail de nuit est interrompu quand le site se situe à proximité des habitations.

2.4 FRACTURATION HYDRAULIQUE : les fluides alternatifs

La fracturation hydraulique est généralement effectuée avec de l’eau, additionnée de sable et d’adjuvants chimiques, qui vont lui procurer une efficacité optimale, selon le contexte local (caractéristiques du gisement et règlementation en vigueur).


Communément utilisée, l'eau présente cependant parfois certains inconvénients :
• Le fluide de fracturation étant réalisé à partir d'eau, il est non soluble avec les hydrocarbures ou le gaz et ne constitue donc pas un vecteur idéal ; par des phénomènes de capillarité, l'eau peut créer des barrières de perméabilité et compromettre ainsi le mécanisme du drainage ;
• Sous l’effet de l’eau, les roches argileuses peuvent avoir tendance à gonfler et parfois à colmater les fissures créées, compromettant là encore l’extraction des HNC.

Des procédés alternatifs existent, d’autres sont en phase de test : le lecteur pourra se reporter sur quelques ouvrages qui font un point complet de ce sujet[15],[16],[17].

Nous ne retiendrons ici que quelques exemples : il s’agit des fracturations à base de gasoil (alternative utilisée localement), de propane ou d’heptafluoropropane (en voie de développement) ou des mousses à base de dioxyde de Carbone (CO2) et/ou d'azote (N2) liquide.
Même dans le cas du remplacement de l'eau par un autre produit, nous continuerons à utiliser ici le terme "hydraulique", en référence à la notion de fluide, qui reste le vecteur de la fracturation.

Voyons les avantages et inconvénients de ces différentes techniques.

Fracturation hydraulique au gasoil
Avantages :
• Contrairement à l’eau, le gasoil est miscible avec les hydrocarbures de la roche mère, ce qui facilite leur drainage ; il permet également d'éviter le gonflement des argiles.
• Il n'est pas soumis aux mêmes contraintes de gel dans les climats froids.
Inconvénients :
• Moins visqueux que l’eau, il faut augmenter la quantité de viscosifiant pour qu’il achemine idéalement le sable dans les fractures de la roche.
• Il est source d’émissions de BTEX (Benzène, Toluène, Ethylbenzène, Xylène).
Utilisé aux États-Unis dans moins de 2 % des forages et bien que réglementé, son usage n’est pas souhaitable[18].

Fracturation hydraulique au butane / propane gélifié
Avantages :
• En remplacement de l'eau, le butane liquéfié (température de liquéfaction à - 0.5°C) ou le propane liquéfié (température de liquéfaction à - 42°C) permettent d'éviter les problèmes liés aux ponts de capillarité ou au gonflement des argiles au sein de la roche-mère, problèmes fréquemment rencontrés avec l'eau.
• Parfaitement miscibles avec les hydrocarbures que l'on cherche à extraire, ils constituent un agent naturel facilitant à la fois le drainage et simplifiant les opérations de séparation à la sortie du puits.
Inconvénients :
• Deux fois moins denses que l'eau, ils nécessitent l'adjonction de gélifiant pour assurer la portance du sable (d'où le nom de propane gélifié).
• Très généralement mélangés avec des produits hydrocarburés liquides (gasoil, benzène), ils présentent une certaine nocivité.
• Par ailleurs, ce sont des gaz inflammables, à manipuler avec précaution, qui nécessitent un aménagement du site en conséquence selon des normes de sécurité très précises.
C'est néanmoins une technique qui a été utilisée plus de 2 300 fois en Amérique du Nord.[19]

Fracturation hydraulique au propane pur
Avantages :
• Ce fluide présente les mêmes avantages que le butane / propane gélifié (voir ci-dessus).
• Une fois liquéfié, ce gaz est deux fois moins dense que l'eau, mais la mise au point de proppants spécifiques de basse densité (billes creuses de céramique, parfaitement calibrées et résistantes) permet de s’affranchir de tout additif et de donner à l’ensemble une grande fluidité et une meilleure pénétration au sein de la roche-mère.
• Utilisé en circuit fermé, aucun traitement n'est nécessaire lors du reflux et de la mise en production : il n'y a pas d'additifs, seule l'eau de production est à séparer et l'effluent peut directement être vendu avec le gaz ou le pétrole produit.
Inconvénients :
• C’est un gaz inflammable, à manipuler avec précaution, qui nécessite un aménagement du site en conséquence selon des normes de sécurité très précises.
Cette technique n'est pas encore passée à l'état industriel, bien que des tests soient en cours en grandeur nature.

Fracturation hydraulique à l’heptafluoropropane
Avantages :
• C’est un gaz non inflammable (il appartient à la famille des halons, utilisés comme gaz extincteurs).
• Il présente tous les avantages du propane pur, sans en avoir l'inconvénient du risque d'explosion.
Inconvénients :
• C’est un gaz qui coûte cher.
• C’est un gaz à effet de serre, dont l’empreinte écologique est très importante.
La fracturation hydraulique à l’heptafluoropropane constitue une voie de recherche intéressante, sous réserve qu’il soit utilisé en circuit fermé.

Fracturation hydraulique avec des mousses à base de dioxyde de Carbone (CO2) ou d'azote (N2) liquide[20]
Avantages :
• Les mousses sont formées par un mélange d'eau et de gaz industriels liquéfiés (CO2 et/ou N2) permettant des viscosités importantes et donc un bon transport des proppants.
• La consommation d’eau et le traitement des eaux usées sont réduits.
• L'utilisation de gaz (N2 ou CO2) permet d'éviter les problèmes liés aux ponts de capillarité ou au gonflement des argiles au sein de la roche mère.
• La consommation d'additifs chimiques est réduite.
• Dans les roches mères sous-pressurisées en particulier, ce type de fluide permet d'obtenir une pression suffisante pour démarrer une production naturelle.
Inconvénients :
• Les volumes importants de gaz liquéfiés nécessaires et la logistique associée ne peuvent être assurés partout.
• Il est nécessaire de récupérer le CO2 comme le N2 lors du reflux (des technologies existent pour le faire).
• Le coût est élevé.
Ce type de fluides de fracturation est d'ores et déjà mis en œuvre, notamment au Canada (Montney) et au Nouveau Mexique (San Juan), dans les zones où les roches mères sont sous-pressurisées.


[2] "Drilling Sideways - A Review of Horizontal Well Technology and Its Domestic Application" - Agence américaine d’information sur l’énergie (EIA), Office of Oil and Gas, U.S. Department of Energy - Avril 1993 - 24 p.
[3] Statistiques issues du site Internet : Baker Hughes.
[4) Dossier technique " Consommation et gestion de l’eau".
[5] James Stafford -"Follow The Sand To The Real Fracking Boom" - OilPrice - 24 novembre 2014.
[6] 
Taylor Chase - "As rail moves frac sand across Wisconsin landscape, new conflicts emerge" - Wisconsinwatch - 13 juillet 2014.
[7] Dossier technique "Additifs et gestion de l'eau".
[8] Site Internet : Fracfocus.
[9]  "Natural Gas from Shale facts"International Association of Oil and Gas Producers (IOGP).
[10] Dossier technique "Sismicité".
[11] Dossier technique "Aquifères superficiels".
[12] Dossier technique "Consommation et gestion de l’eau".
[13] Dossier technique "Sismicité".
[14
] Dossier technique "Empreinte au sol au fil de l'activité".
[15] Jean-Claude Lenoir, sénateur et Christian Bataille, député - "Rapport sur les techniques alternatives à la fracturation hydraulique pour l’exploration et l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels" - Office Parlementaire d'Evaluation des Choix Scientifiques et Technologiques (OPECST) - Novembre 2013.
[16]  Luca Gandossi - "An overview of hydraulic fracturing and other formation stimulation technologies for shale gas production" - Commission Européenne - 2013 - 64 p.
[17] Satya Gupta - "Unconventional Fracturing Fluids" - Tomball Technology Center, Baker Hughes - 2010. 
[18] "Permitting Guidance for Oil and Gas Hydraulic Fracturing Activities Using Diesel Fuels: Underground Injection Control Program Guidance #84" - Agence américaine de protection de l’environnement (EPA) - Février 2014 - 48 p.
[19] Site internet : Gasfrac
[20] J.J. McAndrew, R. Fan, M. Sharma et L. Ribeiro (2014) - "Extending the Application of Foam Hydraulic Fracturing Fluids" - Unconventional Resources Technology Conference, Denver, Colorado - 25-27 August 2014 - pp. 1421-1429.
 

3 / QUELQUES ORDRES DE GRANDEUR

Une fracturation hydraulique utilise entre 1 000 et 2 000 m3 pour un seul segment de fracturation (une piscine olympique contient 2 500 à 3 750 m3 selon la profondeur).
Pour un même site de 10 puits, chacun comportant 10 segments fracturés, l'eau nécessaire avoisine les 100 000 à 200 000 m3.

À titre de comparaison, voici quelques autres ordres de grandeur :
• Le volume d'eau utilisé pour l'irrigation des golfs est d'environ 5 000 m3/jour[21].
• Au cours d’une année, environ 50 millions de m3 d’eau sont prélevés pour alimenter un circuit de refroidissement fermé d’une centrale nucléaire, et 1 milliard de m3 sont prélevés pour alimenter un circuit de refroidissement ouvert[22].
• La consommation en eau potable des parisiens est de 200 millions de mètres-cubes par an[23].

[21] Rapport de l'OPECST n° 2152 (2002-2003) "La qualité de l'eau et assainissement en France" de Monsieur le Sénateur Gérard Miquel, fait au nom de l'Office Parlementaire d'Evaluation des Choix Scientifiques et Technologiques, déposé le 18 mars 2003 - Annexe n°29 : "Les golfs et l'eau".
[22] Arthur Leroy - "Prélèvements, refroidissement : la gestion de l’eau et le nucléaire" - L'énerGeek - 8 août 2012.
[23] Planetoscope - "Consommation d'eau par la ville de Paris" - 2011.
 

 

4 / RÉGLEMENTATION EN VIGUEUR

Les principaux éléments de la règlementation sont les suivants (chacun des dossiers techniques comprend la règlementation qui lui est propre) :

4.1 LE RÉGLEMENT REACH

REACH[24] est un règlement européen (règlement n°1907/2006) entré en vigueur en 2007 pour sécuriser la fabrication et l’utilisation des substances chimiques dans l’industrie européenne. Il s’agit de recenser, d’évaluer et de contrôler les substances chimiques fabriquées, importées, mises sur le marché européen. D’ici 2018, plus de 30 000 substances chimiques seront recensées et leurs risques potentiels établis, l’Europe disposera ainsi des moyens juridiques et techniques pour garantir à tous un haut niveau de protection contre les risques liés aux substances chimiques.

Les objectifs visés sont les suivants :
• Protéger la santé humaine et l’environnement face aux risques potentiels des substances chimiques.
• Instaurer une information complète et transparente sur la nature et les risques des substances, du fournisseur au client final.
• Sécuriser la manipulation des substances chimiques par les salariés dans l’entreprise en imposant le respect de normes de sécurité.
• Renforcer la compétitivité de l’industrie, en particulier l’industrie chimique européenne, secteur clé de l’économie en Europe.
Tous les industriels doivent dorénavant enregistrer au niveau européen les substances qu’ils fabriquent ou importent en quantité supérieure à 1 tonne/an.
Après enregistrement plusieurs hypothèses sont possibles :
• la substance est déclarée sans risque, elle peut être utilisée ;
• la substance présente des risques qui peuvent être maîtrisés par des précautions d’utilisation : la substance peut être utilisée sous conditions ;
• la substance présente certains risques : son utilisation est encadrée, voire interdite (et elle doit alors être remplacée par une substance de substitution).

4.2 LA DIRECTIVE CADRE SUR L'EAU

Une directive du Parlement du Conseil Européen (Directive Européenne Cadre sur l'Eau) datée d'octobre 2000 ("DCE", réf. 2000/60/CE), fixe le cadre général d'une politique communautaire dans le domaine des eaux à la fois superficielles et souterraines.
Cette Directive est déclinée au niveau des Etats membres ; elle a été transposée en France par la loi n° 2004-338 du 21 avril 2004, qui établit un cadre pour une politique communautaire dans le domaine de l’eau et a défini 13 "districts hydrographiques" ; en France, les acteurs sont : l’Etat et les services décentralisés (DDT et DREAL), les comités de bassin, les agences de l’eau, l’Onema (Office National de l'Eau et des Milieux Aquatiques), les collectivités locales, les associations pour l’environnement, les usagers, les entreprises privées, etc. Des plans de gestion destinés à restaurer et protéger les nappes souterraines sont ainsi mis en place.

4.3 UN CAS PARTICULIER ET PROBLÉMATIQUE AUX ÉTATS-UNIS

Le "Halliburton Loophole"
Aux États-Unis, en 2005[25], le Congrès Américain a voté le "Energy Policy Act", loi qui entre autres, exempte les activités de fracturation hydraulique (FH) des obligations liées aux lois restrictives du "Safe Drinking Water Act" et du "Clean Water Act".
Avec cette nouvelle loi, surnommée "Halliburton Loophole", les produits chimiques utilisés pour la fracturation hydraulique, ainsi que les eaux de reflux résultantes, peuvent être stockés et éliminés par des moyens non autorisés pour les autres industries utilisant des produits similaires.

La loi fédérale a cependant maintenu une disposition qui impose aux opérateurs qui souhaitent utiliser dans le fluide de fracturation des "carburants pour diesel" ("diesel fuels" en anglais), d'en faire au préalable la demande et d'obtenir une autorisation spécifique ("Safe Drinking Water Act permit").
Cette autorisation oblige ponctuellement les industriels à une règlementation contraignante et leur impose des contrôles justifié par le fait que ces "diesel fuels" contiennent de fortes proportions de BTEX (pour Benzène, Toluène, Ethylbenzène et Xylène).
Mais seuls les produits entrant dans la définition des "diesel fuels" sont concernés par cette autorisation spécifique : gas oil, fioul, kérosène, distillats. Or au moins six additifs pour fluides de fracturation présents sur le marché aujourd'hui contiennent plus de benzène que le gas oil ("diesel fuel") et au moins 21 additifs contiennent des concentrations d'éthylbenzène, de xylène ou de toluène beaucoup plus importantes que le gas oil[26].
L'Agence de Protection de l'Environnement aux États-Unis (U.S. Environmental Protection Agency - EPA), déjà citée, est consciente de ce problème et est en recherche de solution[27].

[24] Réglementation "Registration, Evaluation, Authorisation and Restriction of Chemicals" (REACH) Site du Ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie.
[25] À cette date, l'essor des gaz et pétrole de schistes américains n'a pas encore commencé.
[26] 
"Fracking companies are exploiting the Halliburton loophole to inject toxic chemicals" - Environmental integrity project - 22 octobre 2014.

 

5 / CONCLUSION

La fracturation hydraulique, technique développée depuis les années 50 par l'industrie pétrolière, est désormais une opération courante et bien maitrisée.

Elle a rencontré un développement sans précédent dans le cadre de l'exploitation des gaz de schistes et pétroles de schistes aux États-Unis, où elle est généralement associée aux forages horizontaux, autre technique courante et maitrisée depuis les années 80. La proportion de forages horizontaux aux États-Unis n'a cessé de croitre : ils représentent aujourd'hui plus de 70% de l'ensemble des forages qui y sont effectués (entre 35 000 et 40 000 forages effectués annuellement depuis 2012)[28] et la quasi-totalité d'entre eux font l'objet d'une fracturation hydraulique.

La très grande majorité des opérations liées aux exploitations des hydrocarbures non conventionnels se déroulent sans incidents aux États-Unis.

Il reste des progrès à réaliser pour encore améliorer les processus de fracturation hydraulique et les rendre plus acceptables, progrès qui font l'objet d'une recherche continue de la part des industriels et du monde scientifique pour la partie technologique et de l'administration pour la partie règlementation. Ces différents éléments sont détaillés dans chaque dossier technique.

L'acceptabilité des opérations concernant les hydrocarbures non conventionnels passe par ces améliorations continues, mais également par une information complète et transparente, ainsi qu'une concertation avec les parties prenantes concernées.

[28] Statistiques issues du site : Baker Hughes.

6 / RÉFÉRENCES

De nombreuses références spécifiques figurent dans le corps de ce dossier. Pour le lecteur à la recherche de références plus générales mais néanmoins complètes, les deux références suivantes pourront être intéressantes :

• "Assessment of risks from unconventional gas well development in the Marcellus Shale of Western Maryland" - Maryland Department of the Environment / Maryland Department of Natural Resources:

Date : Octobre 2014

• "Environmental Impacts of Unconventional Natural Gas Development and Production" - Department of Energy (DOE), National Energy Technology Laboratory (NETL)

Date : 29 mai 2014 - DOE/NETL-2014/1651

AQUIFÈRES
SUPERFICIELS

PROTECTION DES AQUIFÈRES SUPERFICIELS : ÉTAT DES LIEUX

1. LES AQUIFÉRES SUPERFICIELS EN BREF

L'eau est omniprésente dans les couches géologiques, où elle remplit les pores de la roche : elle y est plus ou moins mobile, selon les caractéristiques de celle-ci.

L'ANALYSE DU CHNC

1 / LES AQUIFÈRES SUPERFICIELS EN BREF

L'eau est omniprésente dans les couches géologiques, où elle remplit les pores de la roche : elle y est plus ou moins mobile, selon les caractéristiques de celle-ci.
Les nappes de surface - ou aquifères superficiels -, contenus dans des niveaux géologiques peu profonds, généralement de l’ordre de 100 ou 300 mètres au-dessous du sol, sont une réserve d’eau douce qui s’est constituée par l’infiltration progressive des eaux de pluie et de ruissellement à travers des roches de surface poreuses et perméables. Filtrées par les sédiments, l'eau de ces aquifères sert à alimenter villes et villages en eau potable et à l’irrigation. On appelle "nappe phréatique" la première nappe que l’on rencontre quand l’on fore un puits à partir de la surface.
On trouve même des nappes superficielles dans les zones désertiques, mais l’eau y est souvent à plus grande profondeur. Dans certains cas, l’eau est plus proche de la surface et permet alors de subvenir aux besoins en eau des oasis : ce sont en général des zones de sources, où l’eau jaillit en surface.
D’autres nappes, beaucoup plus profondément enfouies (à plusieurs centaines, voire milliers de mètres), ne bénéficient pas des mêmes échanges directs avec la surface et renferment souvent des eaux chargées en sel, témoins d'une dissolution lente des sels contenus dans les roches. Ce sont des nappes en écoulement très lent, parfois dites fossiles, car l’âge de leurs eaux peut dépasser le million d’années. Ces eaux sont impropres à la consommation, mais peuvent être utilisées comme source d’eau chaude pour la géothermie.

Une ressource cruciale et fragile
Ces ressources en eau souterraine sont souvent utilisées par nombre d’activités humaines de nature très différentes (industrie, agriculture, eau domestique, eau nécessaire aux écosystèmes). Les besoins en eau peuvent être l’objet de concurrence dans le partage de la ressource, notamment dans les régions en état de stress hydrique, où le soutirage est supérieur à l’alimentation naturelle (auquel cas on épuise plus ou moins rapidement les réserves de la nappe).
La réalimentation en eau des aquifères superficiels se fait généralement de façon naturelle par les précipitations, principalement en hiver. Dans les zones urbaines, les eaux usées ou les eaux de rivières peuvent également être mises à contribution : elles sont traitées dans des stations de traitement puis envoyées dans des bassins de décantation et d’aération où leur qualité s’améliore ; jusqu'à être suffisamment dépolluées pour respecter les normes en vigueur. Les nappes superficielles sont par ailleurs exposées à des risques de pollution, qu'il convient de maîtriser.

Hydrocarbures non conventionnels et nappes superficielles
L'ensemble des opérateurs industriels est très sensibilisé à la protection des aquifères. Des risques de pollutions accidentelles existent lors de l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels, notamment via les déversements accidentels de surface, les opérations de forage ou de fracturation hydraulique, mais des procédures opérationnelles sont mises en œuvre pour les éviter.

2 / NAPPES SUPERFICIELLES ET ACTIVITÉ D’EXPLORATION - PRODUCTION : ÉTATS DES LIEUX

2.1 LES RISQUES DE POLLUTIONS DE SURFACE

Comme pour beaucoup d’activités, le risque d’une contamination des nappes superficielles par un déversement d’eau polluée, d'origine accidentelle, en surface est toujours possible mais est maîtrisable.
Fluides de forage, additifs et fluides de stimulation, eaux de reflux et hydrocarbures peuvent être à l’origine d’une pollution. Les eaux de reflux (c’est-à-dire les eaux qui sont restituées par le puits après une opération de fracturation hydraulique sous pression) comprennent des additifs d’injection ainsi que des eaux de gisement pouvant contenir d'éventuels métaux lourds et des particules d’argiles (y compris des éléments radioactifs d’origine naturelle). Ces eaux de reflux doivent être réceptionnées en surface dans des bassins étanches, pour un traitement ultérieur ou une réutilisation partielle.
Si elles n’ont pas été correctement réceptionnées et stockées, ces eaux de reflux contenant différents produits peuvent être entrainées par le ruissellement des eaux de pluie vers les cours d'eau et s’infiltrer jusqu’aux aquifères superficiels. Des procédures sont mises en œuvre pour éviter ces risques de pollution qui pourrait toucher d'une part les cours d'eau et d'autre part les aquifères par percolation. La vigilance dans la fiabilité des matériels et dans la rigueur des processus d’exploitation doit être absolue et constitue alors une réponse fiable, à l’instar des pratiques existantes dans d’autres activités industrielles.

Par ailleurs, la recherche permanente de solutions plus efficaces et sûres pour préparer les fluides de fracturation hydraulique permet une amélioration continue de la prévention. On peut citer ici l'utilisation d'additifs chimiques sous forme de poudre en lieu et place d'émulsions : la forme solide présente en effet plusieurs avantages à commencer par la manipulation et la récupération en cas de déversement accidentel. C'est le cas par exemple des réducteurs de friction de type polyacrylamides qui, sous forme de poudre, présentent en outre l'avantage d'être plus concentrés en matière active que les émulsions, limitant ainsi les coûts et risques associés au transport et à la mise en œuvre.
La solution la plus efficace de réduction des impacts d’éventuels incidents réside dans l’aménagement de zones étanches sur le site et plus particulièrement autour des équipements à risque : le site est nivelé sur la totalité de son emprise pour éviter tout ruissellement et une membrane de protection, appelée "liner", est installée sur l'ensemble de la surface ; de plus, des levées de terre sont constituées sur le périmètre du site, afin d'empêcher la propagation d'un déversement accidentel. Afin d'avoir un meilleur aperçu des différentes techniques mises en œuvre, le lecteur pourra se reporter au site "Skifergas.dk"[1], détaillant ces opérations de préparation sur le site de forage du premier puits d'exploration de gaz de schiste au Danemark.
Par ailleurs, l’ensemble des fluides à risque avant emploi est enfermé dans des cuves et containers adéquats et les zones d’entreposage sont surveillées. Des zones de rétention spécifiques supplémentaires sont installées autour des lieux de stockage des produits sensibles, afin d'éviter tout risque de propagation d'une fuite accidentelle.

 

Un autre facteur de pollution de surface concerne les risques liés aux transports routiers, qui acheminent les produits jusqu’au site. Si des accidents sont possibles, ils ne sont concernent pas que les hydrocarbures non conventionnels. Les pratiques opérationnelles existantes en Europe et en France sont bien rodées et encadrées par les procédures mises en place par les opérateurs d'une part et par une réglementation rigoureuse d'autre part. De fait, les accidents sont très rares et les éventuelles conséquences sur le plan de l'environnement limitées.
 

2.2 LES RISQUES LIÉS AUX OPÉRATIONS DE FORAGE

Pour atteindre les gisements situés à 2 000 ou 3 000 mètres de profondeur, les puits de forage traversent les nappes superficielles situées, elles, beaucoup plus près de la surface. C’est le cas des puits d’hydrocarbures de schistes, tout comme ceux des puits conventionnels de pétrole et de gaz, ou des puits géothermiques.
Les pratiques de forage existantes et l'expérience acquise depuis plusieurs décennies permettent de connaitre l'emplacement des aquifères, leur épaisseur, leur profondeur ainsi que leur configuration géologique, dont la pression de l’eau dans les couches. Depuis plus d’un siècle, des précautions sont prises, en créant des puits dont l’espace intérieur est soigneusement isolé des formations géologiques qu’ils traversent par des tubages métalliques cimentés (les "casings").
S’il n’est pas réalisé dans les règles de l’art et selon les règlementations en vigueur, un forage peut connaitre un défaut d’étanchéité de ses tubages et une migration des fluides le long du puits vers les formations géologiques qui l'entourent. C'est là la cause principale des quelques cas de contamination accidentelle des nappes de surface observés aux États-Unis.

Les mesures prises pour éviter les incidents liés au forage lui-même sont décrites ci-dessous :
• La boue de forage et l’équilibrage des pressions
La pression ambiante régnant dans le sous-sol augmente avec la profondeur. Pour éviter qu’un trou ne se rebouche et ne s’effondre au fur et à mesure de l’avancée du forage, il faut enlever les débris de roche et nettoyer le fond du puits, mais il faut aussi en stabiliser l’intérieur, lubrifier et refroidir le trépan, contrôler et contrebalancer la pression des fluides dans les formations géologiques traversées. Pour cela, on utilise un fluide, appelé "boue de forage", dont le mélange est généralement constitué d’eau et d’une argile naturelle, la bentonite. L’ajout de la bentonite permet d'ajuster la viscosité de la boue de forage et pour ajuster sa densité, on ajoute de la baryte ou du chlorure de calcium : on peut ainsi contrebalancer la pression des fluides dans les couches rencontrées lors du forage. La réussite de l’intervention réside dans le contrôle et l'équilibrage précis des pressions de la colonne de boue d'une part et des contre-pressions exercées par l’environnement géologique : en surpression, une partie de la boue se déverserait dans la couche de l’aquifère, en sous-pression, c’est l’eau de l’aquifère qui ferait irruption dans le forage et remonterait en surface. Tout déséquilibre est à éviter soigneusement : le point d’équilibre est maintenu grâce au savoir-faire sur site d'un ingénieur spécialiste.
• La pose de casings
Tout au long de l’opération de forage, on va isoler progressivement le puits des couches traversées et des aquifères avec la pose de "casings" : ce sont des tubes en acier de diamètres décroissants, qui viennent s'emboiter et se visser les uns dans les autres jusqu'en surface et que l’on cimente au fur et à mesure des différentes phases de forage. On injecte pour cela depuis la surface du coulis de ciment liquide par l’intérieur du casing à cimenter, ce ciment liquide remonte alors dans l’espace annulaire extérieur au casing, c’est-à-dire entre l’extérieur du casing et le terrain naturel foré, ou éventuellement un casing précédent déjà cimenté dans le cas de colonnes de casing emboitées, comme dans la coupe schématique ci-dessus. Ces casings et cimentations vont consolider les parois du forage pour éviter tout affaissement, protéger les nappes aquifères traversées et préserver l’ensemble des couches traversées d’éventuelles pollutions venant de l’intérieur du puits (débris, déblais, fluides, boue de forage). Un contrôle de la qualité de la cimentation est systématiquement réalisé via des enregistrements CBL, "Cement Bound Log", lors des opérations dites de "logging" (enregistrement de divers paramètres physiques, effectué en descendant au bout d'un câble et tout au long du forage des appareils de mesures spécifiques aux informations recherchées).
L'ensemble de ces opérations destinées à garantir "l'intégrité du puits" (c’est-à-dire la parfaite étanchéité du forage par rapport aux formations géologiques traversées) est fondamental et classique, systématiquement éprouvé et les procédures mises en place sont destinées à éviter tout risque de contamination. La parfaite réussite des cimentations, leur étanchéité immédiate et la préservation de cette étanchéité sur le long terme sont parmi les points les plus importants de la sécurité de l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels.

Schéma d'un coupe de forage
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2.3 LES RISQUES DE POLLUTION DES NAPPES SUPERFICIELLES LIÉS À LA FRACTURATION HYDRAULIQUE

Trois catégories de risques sont à examiner :
1. Les fractures directement générées par la fracturation hydraulique ne peuvent pas atteindre une nappe superficielle :
L’objectif d’une fracturation hydraulique, rappelons-le, est de rendre la roche perméable en la fissurant. Il s’agit en réalité de microfissures dont l’étendue se limite à quelques dizaines de mètres perpendiculairement au puits, voire quelques centaines de mètres tout au plus (voir "Hydraulic Fractures: How Far Can They Go?"[2]). Réalisées au niveau de la roche-mère qui est située généralement à plus de 1000 mètres de profondeur (communément entre 1 500 et 2 000 mètres de la surface du sol, voire plus), les interventions ont lieu à une profondeur telle que le risque de contaminer les aquifères de surface, situés en général à une profondeur maximale de 500 mètres, est quasi nul. Une probabilité confirmée par un rapport du Parlement européen[3] : "Sur plus d’un million de fracturations effectuées dans le monde, aucun cas de contamination d’eau potable directement lié à l’emploi de cette technique n’a pu être démontré à ce jour." Seule la rare présence d’aquifères à eau douce profonds, proches de la couche de schistes roche-mère, pourrait poser problème.

2. Les opérations de fracturation hydraulique doivent être évitées à proximité d'une faille naturelle
Parmi les hypothèses de risques avancées, on évoque parfois celui lié à la fracturation hydraulique effectuée dans une zone comportant une faille préexistante. Des craintes sont exprimées que puisse survenir dans ce cas sa réactivation et l’ouverture d’un couloir de circulation, pouvant atteindre les nappes superficielles. Ceci n’est possible que s’il s’agit d’une faille de très grande taille, capable de mettre en communication des niveaux géologiques situés à une distance verticale importante (entre le gisement, situé à quelques milliers de mètres de profondeur et les nappes superficielles, proches de la surface). Cette probabilité reste faible, car des failles de cette nature sont identifiables sur les enregistrements des campagnes de prospection sismique effectuées avant le début des interventions et sont connues des opérateurs qui ont acquis ainsi une vision précise du sous-sol.

3. L'intégrité des puits est primordiale
Les rares cas de contamination accidentelle des aquifères proviennent de défauts dans l’étanchéité des puits ("casings" et cimentation) à l’endroit où ceux-ci traversent les aquifères. Cette probabilité rejoint l’hypothèse évoquée précédemment de risques de pollutions liées à une remontée de fluides de fracturation le long du puits de forage, dans l’espace annulaire situé entre les "casings" et la roche. L’accident reste possible, notamment lorsque les procédures de vérification de l’étanchéité des cimentations ne sont pas respectées. Le risque est cependant très limité : Une étude des rapports isotopiques des hydrocarbures et des gaz nobles[4] (4He, 20Ne, 36Ar) des gisements de Marcellus et de Barnett aux États-Unis a montré que la présence de traces d'hydrocarbures dans les aquifères superficiels était en fait naturelle. Dans quelques rares cas seulement, elle était due à des défauts d'intégrité des puits, qui ont entrainé une communication entre l'aquifère superficiel et les niveaux profonds où ont eu lieu les fracturations hydrauliques. On précisera également à ce stade que cette problématique ne se limite pas à l’exploitation des Hydrocarbures non conventionnels mais concerne tous les puits d’exploitation du sous-sol, quels qu’ils soient : eau, géothermie, etc.

Le cas du film Gasland…
Ce film "documentaire" américain, sorti en 2010, met en cause l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels aux États-Unis avec, entre autres allégations, la contamination des eaux de consommation domestiques par des émissions de méthane, après des supposées opérations de fracturation hydraulique.
Parmi les images chocs, on retient notamment celle d’un robinet d’eau qui s’enflamme à l’approche d’un briquet, du fait de la présence de gaz inflammable dans l’eau.
Si la réalité de cette image n'est pas contestable, l'explication donnée dans le film relève d'une véritable désinformation (voir l'interview de son réalisateur, Josh Fox, dans un film du GEP-AFTP, version courte) : il ne s’agissait pas d'une contamination par un puits d’exploitation d’hydrocarbures non conventionnels mais bien d’une contamination naturelle préexistante de la  nappe superficielle. Ce phénomène s’explique par la présence dans cette nappe de gaz dit biogénique, c’est-à-dire de méthane obtenu naturellement par la décomposition d’éléments organiques naturels, au sein de la nappe d’eau douce. Il n'y a par ailleurs aucun forage d'hydrocarbures non conventionnel aux environs de la ferme en question.

[1] Projet au Danemark, site Internet de Total.
[2] Richard J. Davies, Simon Mathias, Jennifer Moss, Steinar Hustoft et Leo Newport - "Hydraulic Fractures: How Far Can They Go?" – 2012 -  Durham Energy Institute, Department of Earth Sciences, Durham University, Royaume-Uni - 2012 - 21 p.
[3]  Livre Blanc - "Committee on the Environnement, Public Health and Food Safety" - Union Française des Industries Pétrolières (UFIP) - Avril 2012 - 20 p.
[4] Thomas H. Darrah, Avner Vengosh, Robert B. Jackson, Nathaniel R. Warner, et Robert J. Poreda - "Noble gases identify the mechanisms of fugitive gas contamination in drinking-water wells overlying the Marcellus and Barnett Shales" - Proceedings of the National Academy of Sciences of the United States of America (PNAS) - 2014 - 6 p.
 
 

3 / QUELQUES ORDRES DE GRANDEUR

Profondeur des aquifères d'eau potable : elle varie selon la configuration du bassin géologique entre quelques dizaines de mètres à un millier de mètres environ ; celles utilisées pour les besoins en eau potable et d'irrigation par les particuliers et les agriculteurs sont le plus souvent à quelques dizaines de mètres de profondeur et généralement à moins de 100 mètres ; celles utilisées par les agglomérations sont très généralement inférieure à mille mètres (à Paris, il s'agit de l’Albien à 600 m de profondeur ; à Bordeaux, des sables Eocènes situés à 300 - 400 m.).

Profondeur des gisements d'hydrocarbures non conventionnels : variable également en fonction du bassin géologique considéré, elle est généralement à plus de 1 500 mètres de profondeur.

4 / RÉGLEMENTATION EN VIGUEUR

Une directive européenne du Parlement Européen et du Conseil datée d'octobre 2000 - Directive Cadre sur l'Eau ("DCE", réf. 2000/60/CE) - fixe le cadre général d'une politique communautaire dans le domaine des eaux à la fois superficielles et souterraines.
Cette Directive est déclinée au niveau des États membres ; elle a été transposée en France par la loi n° 2004-338 du 21 avril 2004, qui établit un cadre pour une politique communautaire dans le domaine de l’eau et a défini 13 "districts hydrographiques" ; en France, les acteurs sont : l’Etat et les services décentralisés (DDT et DREAL), les comités de bassin, les agences de l’eau, l’Onema (Office National de l’Eau et des Milieux Aquatiques), les collectivités locales, les associations pour l’environnement, les usagers, les entreprises privées, etc. Des plans de gestion destinés à restaurer et protéger les nappes souterraines sont ainsi mis en place.

En France, le principe pollueur-payeur ou PPP est devenu avec la loi Barnier de 1995 un des quatre grands principes généraux du droit de l'environnement français, avec le principe de prévention, le principe de précaution, ainsi que le principe de participation (article L110-1 du code de l'environnement). L'article 4 de la Charte de l'environnement dispose : "Toute personne doit contribuer à la réparation des dommages qu’elle cause à l’environnement dans les conditions définies par la loi."

Préalablement à toute opération industrielle, une étude d'état initial ("baseline study") est conduite sur le site par un bureau indépendant, afin d'établir précisément l'état environnemental (sol, eau, air, biotopes, inventaires faune et flore) existant avant toute opération. Cet état des lieux sert de référence pour concevoir le projet industriel dans le respect de l'environnement d'une part et pour mesurer tout éventuel écart observé pendant ou à la suite des opérations, d'autre part. Une ou plusieurs études d'impact viennent compléter cet état des lieux tout au long de la vie du projet, afin de suivre précisément les conséquences du projet sur l'environnement et notamment détecter au plus tôt les éventuels écarts par rapport aux prévisions, afin de les réduire et les maitriser sans délais.

5 / CONCLUSION

La protection des nappes superficielles, sources d'approvisionnement en eau potable, est depuis longtemps une priorité. Une série de procédures existent pour garantir l'absence d'interférence entre les forages et les aquifères superficiels : les précautions prises en cours du forage, lors de la traversée de ces aquifères et également de façon plus générale pour garantir l'intégrité du puits (c’est-à-dire l'isolation du forage par rapport aux terrains traversés, qui doit être parfaite) doivent permettre d'éviter la pollution des nappes aquifères.
Par ailleurs, les précautions et procédures mises en place en surface lors du transport, du stockage et de la manutention des divers produits nécessaires à l'activité d'exploration-production pétrolière répondent au même objectif.
La règlementation en place en Europe et en France met également l'accent sur la protection des sols et des aquifères et vient ainsi formaliser et compléter les mesures et procédures des industriels.

 

6 / RÉFÉRENCES

Assessment of the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing for Oil and Gas on Drinking Water Resources (External Review Draft)

Date : Juin 2015

Auteurs : United States Environmental Protection Agency (EPA)

Evaluating a groundwater supply contamination incident attributed to Marcellus Shale gas development

Date : Mai 2015

Auteurs : Proceedings of the National Academy of Sciences des Etats-Unis (PNAS)

Groundwater Protection and Unconventional Gas Extraction: The Critical Need for Field-Based Hydrogeological Research

Date : 2013

Auteurs : R.E. Jackson, A.W. Gorody, B. Mayer, J.W. Roy, M.C. Ryan and D.R. Van Stempvoort

In Groundwater, National GroundWater Association

Recommandation de la Commission Européenne

Date : 22 janvier 2014

Recommandation de la Commission Européenne du 22 janvier 2014 relative aux principes minimaux applicables à l’exploration et à la production d’hydrocarbures (tels que le gaz de schiste) par fracturation hydraulique à grands volumes (2014/70/EU).

La directive cadre sur l’eau

Eaufrance, le service public d'information sur l'eau.

"Fracking UK shale: water"

Date : 2014

UK Department of Energy and Climate Change.

CONSOMMATION
ET GESTION
DE L’EAU

CONSOMMATION ET GESTION DE L’EAU

1/ CONSOMMATION ET GESTION DE L'EAU EN BREF

L’exploitation des hydrocarbures non conventionnels requiert une quantité d’eau importante. L’opération de fracturation hydraulique utilise de l'ordre de 10 000 à 20 000 m3 pour chaque puits comprenant 10 segments de fracturation,

L'ANALYSE DU CHNC

1 / CONSOMMATION ET GESTION DE L’EAU EN BREF

L’exploitation des hydrocarbures non conventionnels requiert une quantité d’eau importante. L’opération de fracturation hydraulique utilise de l'ordre de 10 000 à 20 000 m3 pour chaque puits comprenant 10 segments de fracturation, soit l’équivalent d’une dizaine de piscines olympiques. Ainsi, pour un site d'exploitation regroupant 10 puits, la quantité d'eau nécessaire varie de 100 000 à 200 000 m3.

Cette activité pose la question de la disponibilité de la ressource en eau, avec une acuité particulière dans les zones où elle est rare, ou quand l’exploitation rentre en concurrence avec d’autres usages, domestiques, agricoles ou industriels.

Si les quantités requises restent plus faibles que les besoins en eau d’autres secteurs ou activités, il n’en demeure pas moins qu’elles doivent faire l’objet d’une utilisation raisonnée et compatible avec les usages locaux.

Avant de forer un puits, une évaluation des ressources en eau disponibles doit donc être effectuée sur l’ensemble de ces critères : les volumes et la qualité de l’eau requis par les opérations, la disponibilité et la localisation des sources existantes, la proximité et les moyens de transports envisageables, les autres usages locaux. Pour éviter d’entrer en concurrence avec d’autres utilisations prioritaires comme la consommation humaine, animale ou l’irrigation, il est possible d’avoir recours à des eaux impropres à la consommation telles que les eaux recyclées de précédentes fracturations, les eaux salines issues d’aquifères profonds ou des eaux issues d'autres industries.

Comment la ressource est-elle acheminée puis stockée, quels sont les moyens d’optimiser son usage, quelles sont les comparaisons avec d’autres usages : telles sont les principales questions examinées dans ce dossier.

2 / UNE PROBLÉMATIQUE MAÎTRISABLE

Les quantités d’eaux nécessaires à l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels.

Les opérations de fracturation hydraulique font appel à d’importantes quantités d’eau : en moyenne, un segment de fracturation utilise entre 1 000 et 2 000 m3 d’eau, soit en ordre de grandeur, l’équivalent du volume d’une piscine olympique.

Un puits horizontal de dix segments ou "étages" de fracturation en demande donc dix fois plus, soit 10 000 à 20 000 m3. Ceci peut se comparer à l’équivalent d’environ une heure de consommation en eau potable de l’ensemble de la population parisienne[1]. Sur un même site d'exploitation comprenant une dizaine de puits (regroupés en "clusters"), l’eau nécessaire à la fracturation avoisinera 100 000 à 200 000 m3, un volume qui devra être successivement acheminé vers le site, stocké, utilisé, puis évacué en partie.

Cette consommation d'eau est ponctuelle. Elle a lieu uniquement pendant les opérations de fracturation hydraulique, qui durent de quelques jours à quelques semaines, lors de la phase de construction des installations nécessaires à la production.

Enfin, aucune opération industrielle ne peut commencer en Europe sans qu'un état des lieux préalable ("baseline study"), établi par un bureau d'étude indépendant, n’ait permis de préciser l'état initial de l'environnement dans lequel les opérations se dérouleront : cet état initial devra être respecté et restitué à l'identique à l'issue des opérations.

Afin d'optimiser l’usage de la ressource en eau, plusieurs solutions existent pour éviter de consommer de l'eau pure : les opérations de fracturation s’accommodent d’une eau impropre à la consommation domestique ou à l’irrigation agricole, sous réserve de leur compatibilité avec les produits chimiques utilisés dans les fluides de fracturation. Il est par exemple tout à fait possible de retraiter légèrement les eaux de reflux issues du dégorgement des puits d’hydrocarbures non conventionnels lors de précédentes fracturations et de les réutiliser pour les suivantes. A proximité des zones côtières, l’eau de mer ou encore les eaux faiblement salines des estuaires peuvent être utilisées.  On peut également avoir recours à l’eau saumâtre issue des aquifères profonds ou encore à des eaux utilisées préalablement par certaines industries.

Par ailleurs, une partie de l'eau utilisée pour les fracturations hydrauliques est restituée lors de la mise en production et peut, après traitement, être réutilisée pour d'autres usages. Schématiquement, environ la moitié de l’eau injectée lors de la fracturation est refluée dès le début de l’exploitation. Le reste, généralement associé à l'eau dite "de gisement" (c’est-à-dire l'eau initialement emprisonnée dans la roche mère, au même titre que les hydrocarbures qui y sont présents) est récupéré plus tard, tout au long de la production et peut donc, une fois traité, être réutilisé à d'autres fins.

L’acheminement de l’eau sur le site

L’eau nécessaire à la fracturation peut provenir d’un aquifère de proximité, sous réserve qu’il soit bien alimenté et qu'il n'y ait pas surconsommation. Dans ce cas, l'eau est achetée localement, avec pour avantage de constituer une source de revenus pour la localité ou les distributeurs d’eau. Il est également possible d'envisager un forage d'eau qui est réalisé sur le site pour l’approvisionnement direct de celui-ci. Dans d’autres cas, il sera nécessaire de la transporter sur de plus grandes distances, puis de la stocker sur place.

Deux cas de figure sont envisageables alors :

Le transport par routes

L’eau est acheminée dans des camions citernes. A titre indicatif, une cuve de camion pouvant transporter entre 15 et 35 m3, plusieurs milliers de mouvements de poids lourds sont nécessaires pour mener à bien l’opération sur un site comprenant plusieurs puits.

Envisageable, souvent utilisée aux Etats Unis, cette solution est dans toute la mesure du possible à éviter, car elle comporte de nombreux inconvénients, dont l’encombrement des routes, le risque d'accidents et la détérioration des infrastructures routières, ainsi que les pollutions liées au trafic (bruit, poussière, émission de gaz d'échappement).

Le transport par canalisation

L’autre alternative, qui doit être systématiquement envisagée, consiste à transporter l’eau par des conduites temporaires posées au sol, éventuellement enterrées localement. Une telle solution suppose bien évidemment une distance de transport courte entre le point de collecte et le site des opérations. Les canalisations se présentent sous différents aspects, souples ou rigides, en caoutchouc trempé, PVC, aluminium ou acier. Elles sont alimentées soit directement depuis un distributeur d'eau, soit à partir de points de stockage constitués dans la région (bassins de rétention des eaux de pluie ou autres), soit à partir d'un forage d'eau à proximité.

Temporaires, ces canalisations sont démontées dès que les opérations de fracturation hydraulique sont terminées, donc avant la phase de production des hydrocarbures.

Le stockage de l’eau

Une fois transportée, l’eau est entreposée sur le site de fracturation. Pour une opération de fracturation hydraulique, de l'ordre de 2 000 m3 doivent a minima être disponibles sur place, pour assurer les besoins de la fracturation d'un segment.

Ce stockage s’effectue de deux manières :

En bassin ouvert : des étangs artificiels ou réservoirs d’eau sont aménagés sur site et laissés à l’air libre. Le fond est isolé avec une membrane étanche (un "liner") pour éviter toute fuite ou infiltration dans le sol.

En cuves fermées : il s’agit de réservoirs souples fermés, mais plus fréquemment ce sont des citernes amenées par camions et laissées sur place le temps des opérations. Ce moyen de stockage offre l’avantage d’éviter des travaux de terrassement, mais présente l’inconvénient de la logistique de leur acheminement associée.

L’évacuation des eaux de reflux

Dès les premiers jours de mise en production d’un site, les eaux qui refluent vont devoir être traitées. Il s’agit de volumes importants (environ 50 000 et 100 000 m3) chargés de sable, d’additifs, de particules en suspension ainsi que de sédiments provenant de la formation géologique. Ces eaux de reflux peuvent également être chargées localement d'une faible quantité d'éléments radioactifs naturels (appelés "NORM" en anglais, pour "Naturally Occuring Radioactive Materials"), libérés par la roche-mère qui les contient.

Plusieurs solutions peuvent être mises en œuvre pour traiter ou éliminer ces eaux de reflux. Elles sont déterminées à la fois par la législation en vigueur et par des considérations économiques et sociétales :

 Les effluents peuvent être traités sur place puis recyclés pour les fracturations hydrauliques suivantes : il s’agit du mode opératoire actuellement encouragé aux Etats-Unis, de façon à minimiser la consommation d'eau ;

 Sinon, ces eaux de reflux sont retraitées à l’aide de traitements poussés, puis remises en circulation dans les cours d’eaux.

 Une récupération par d’autres industries commence à voir le jour : ainsi par exemple, en octobre 2014, le Ministre de l'environnement de la province de Nouvelle Ecosse ("Nova Scotia") au Canada a autorisé la réutilisation d'eaux de reflux de fracturations hydrauliques comme réfrigérant dans une cimenterie2, les eaux étant ainsi évaporées à 700°C.

 Dans les endroits où cette pratique est autorisée, ils peuvent être évacués vers des sites de réinjection en aquifères profonds, éventuellement après un traitement préliminaire (pour en savoir plus, voir le dossier technique " Sismicité").

 Enfin, dans les pays où les conditions climatiques le permettent, les eaux de reflux peuventêtre entreposées dans des bassins ouverts, étanches et sécurisés afin de permettre leur évaporation et de réduire ainsi le traitement aux seuls déchets solides restants.

Les technologies de traitement de l’eau, utilisées de façon classique par l’industrie, sont mises en œuvre par ordre de complexité croissante selon trois grandes catégories :

 une clarification : la grande majorité des particules, colloïdes et autres matières en suspension (dont les hydrocarbures) sont retirés par des procédés physico-chimiques, de façon à réduire la "charge"  de l’effluent et laisser dans l'eau essentiellement les éléments dissouts (métaux et sels) ;

 un traitement physico-chimique spécifique : cette opération va retirer du fluide certains éléments dissouts indésirables pour des étapes ultérieures de traitement ou pour le respect des normes de rejets (notamment calcium et magnésium lors d'une opération dite d'adoucissement, mais également carbonates, sulfate, baryum et silice) ;

 une désalinisation : les divers composés dissouts restants sont séparés par une ultime opération supplémentaire, mécanique ou thermique permettant d’obtenir un effluent traité de très haute qualité ;

 des traitements biologiques visant à réduire les matières biodégradables peuvent également être effectués.

Le traitement de l'eau sera effectué en fonction de la règlementation et des besoins locaux en eau. Son coût est proportionnel au degré du traitement recherché. Ainsi, au Texas, la majeure partie de l'eau récupérée lors de la mise en production est réinjectée dans des aquifères salins profonds. Par contre, en Pennsylvanie, dans l'est des Etats Unis, l'éloignement des sites de réinjection profonde fait que la majeure partie des eaux de reflux est traitée. En Europe, la réinjection en milieu profond étant très réglementée, les eaux de reflux issues de la fracturation hydraulique, tout comme l'eau de gisement produite au fil de l'exploitation, seront traitées pour permettre une réutilisation industrielle ou un retour dans les cours d'eau. Dans les zones où l'eau est plus rare, le traitement devra permettre une réutilisation industrielle et en particulier le recyclage vers les opérations de fracking suivantes.

Un usage d’eau important : quelques comparaisons

L’exploitation des hydrocarbures non conventionnels utilise de grandes quantités d’eau. Toutefois, ce constat doit être mesuré à l’aune d’autres types de consommations.

Globalement, les besoins en eau dite bleue[3] d’une région ou d’un pays se répartissent de la manière suivante : 70%  pour l’agriculture, 20%  pour l’industrie et 10% pour les usages domestiques.  Comparées à ces usages, les quantités d’eau utilisées par les hydrocarbures non conventionnels restent relativement marginales.

Usage de l’eau en agriculture

L’agriculture est aujourd’hui le secteur d’activité qui consomme le plus d’eau au niveau mondial. Les trois quarts de tout le volume d’eau bleue consommé dans le monde sont utilisés à des fins d’irrigation[4].

Les 20 000 m3 d’eau utilisés pour la fracturation d’un puits de pétrole de schiste ou de gaz de schiste équivalent à l'irrigation nécessaire à la production de seulement 4 tonnes de coton ou de riz, 22 tonnes de soja ou 33 tonnes de blé[5].

Usage de l’eau et production d’énergie

Parmi les ressources énergétiques, le gaz, qu'il soit issu des hydrocarbures conventionnels ou non conventionnels, apparait comme le moins consommateur en eau comme le montre le tableau suivant[6], si l'on fait les comparaisons en prenant comme référence la même quantité d'énergie produite (1 Mbtu ou million de "British Thermal Unit", qui est l'unité la plus communément utilisée se référant au pouvoir calorifique de la ressource considérée) :

Sources d'énergie litre / MBtu
Consommation d'eau des différentes sources d'énergie
Gaz conventionnel ~0
Gaz de schiste 2 à 7
Charbon (sans suspension dans l'eau) 8 à 30
Nucléaire (depuis l'uranium jusqu'à la centrale) 30 à 53
Pétrole conventionnel 5 à 235

Pétrole de roche mère (exploitation thermique minière ou "retorting")

27 à 144
Pétrole de sable bitumineux (in situ) 36 à 61
Synfuel (gazéification du charbon) 42 à 98
Charbon (en suspensions dans l'eau) 49 à 121
Sables bitumineux ("oil sands", exploitation minière) 53 à 125
Synfuel (charbon Fischer-Tropsch) 155 à 227
Récupération assistée du pétrole 79 à 9 463
Ethanol carburant (mïs irrigué) 9 463 à 109 765
Biodiésel (soja irrigué) 52 233 à 227 100

Source : Mielke, Erik, Diaz Anadon, Laura, et Narayanamurti, Venkatesth - “Water Consumption of Energy Resource Extraction, Processing, and Conversion" - A review of the literature for estimates of water intensity of energy-resource extraction, processing to fuels, and conversion to electricity - Energy Technology Innovation Policy Discussion Paper -  No. 2010- 15, Belfer Center for Science et International Affairs, Harvard Kennedy School, Harvard University - Octobre 2010. 

 
Usage de l’eau et besoins industriels

L’industrie utilise de grosses quantités d’eau, même si elle est majoritairement réutilisée. Les plus gourmandes en eau sont les industries de transformation, la chimie, la métallurgie, l'industrie papetière… Si leur consommation est extrêmement variable d’un pays à l’autre, leurs besoins en eau ne font que croître.

Les 20 000 m3 d’eau nécessaires à la fracturation d’un puits permettraient de produire 250 tonnes d’acier ou 17 tonnes d’aluminium. Toujours selon ces mêmes ordres de grandeur, les 80 millions de tonnes d’acier produites annuellement aux USA permettraient théoriquement de forer et de fracturer l’équivalent de 320 000 puits.[7]

L’eau est-elle la seule solution pour fracturer ?

Dans des régions à stress hydrique important, comme les zones désertiques, la péninsule arabique, des alternatives doivent être envisagées dès lors que l’approvisionnement en eau ne suffit plus à la consommation humaine. Si l’on a déjà évoqué précédemment la possibilité d’utiliser l’eau des aquifères profonds (généralement salins), l'eau de mer, de l'eau usée industrielle, ou réutiliser des eaux de reflux des précédentes fracturations, des possibilités de fracturer autrement sont à l’étude, voire déjà mise en œuvre dans certains cas. Il s’agit des fracturations avec des fluides alternatifs : méthane, propane, heptafluoropropane, ou les mousses à base de CO2 ou de N2. Ces procédés permettent d’éviter l’utilisation d’importantes quantités d’eaux et d'optimiser pour certains les opérations de fracturation, mais présentent aussi d'autres inconvénients (cf Dossier Technique sur la Fracturation Hydraulique).

[1] La consommation en eau potable des 3 millions  de parisiens est de 200 millions de m3 par an soit l’équivalent d’une piscine olympique toutes les 5 minutes.
[2] Cecilia Jamasmie - "Nova Scotia to use fracking waste at cement plant" - Site Internet : Mining.com - 29 Octobre 2014.
[3] On distingue maintenant l’eau bleue et l’eau verte. L’eau bleue est celle qui peut être prélevée par pompage dans une rivière ou un aquifère, tandis que l’eau verte est celle qui arrive sur le sol par la pluie, se stocke dans le premier mètre supérieur et est reprise par l’évaporation et surtout par la végétation pour sa transpiration. En France, on consomme pour notre production environ 75% d’eau verte (par l’agriculture pluviale) et 25% d’eau bleue.
[4] "Découvrir l’eau : usages" - Centre Nationale de la Recherche Scientifique (CNRS).
[5] Philippe Charlez, Pascal Baylocq et Bernard Tardieu (préfacier) - "Gaz et pétrole de schiste en questions" - Editions Technip, Paris, 2014 - 225 p - ISBN : 978-2-7108-1148-0.      
[6] Anthony Zammerilli, Robert C. Murray, Thomas Davis et James Littlefield - "Environmental Impacts of Unconventional Natural Gas Development and Production" - Energy Sector Planning and Analysis (ESPA), United States Department of Energy (DOE), National Energy Technology Laboratory (NETL) - Mai 2014 - 128 p.
[7] Philippe Charlez, Pascal Baylocq et Bernard Tardieu (préfacier) - "Gaz et pétrole de schiste en questions" - Editions Technip, Paris, 2014 - 225 p - ISBN : 978-2-7108-1148-0.   

3 / QUELQUES ORDRES DE GRANDEUR

  • Une Fracturation Hydraulique utilise 1 000 à 2 000 m3 pour un segment de fracturation.

  • Pour un "cluster" de 10 puits, l'eau nécessaire à la fracturation avoisine les 100 000 à 200 000 m3.

  • Le volume d'eau utilisé pour l'irrigation des golfs varie entre 300 et 300 000 m3/ha, la moyenne est de 13 000 m3/ha. Un golf haut de gamme de 18 trous a une consommation moyenne de 5 000 m3/jour.[8]

  • Au cours d’une année, environ 50 millions de m3 d’eau sont prélevés pour alimenter un circuit de refroidissement fermé d’une centrale nucléaire et 1 milliard de m3 sont prélevés pour alimenter un circuit de refroidissement ouvert.[9]

  • Une piscine olympique contient 2 500 à 3 750 m3 selon sa profondeur.

  • La consommation en eau potable des 3 millions de parisiens est de 200 millions de m3 par an soit l’équivalent d’une piscine olympique toutes les 5 minutes.[10]

 
 [8] Rapport de l'OPECST n° 2152 (2002-2003) "La qualité de l'eau et assainissement en France" de Monsieur le Sénateur Gérard Miquel, fait au nom de l'Office Parlementaire d'Evaluation des Choix Scientifiques et Technologiques, déposé le 18 mars 2003 - Annexe n°29 : "Les golfs et l'eau".
[9] Arthur Leroy - "Prélèvements, refroidissement : la gestion de l’eau et le nucléaire" - L'énerGeek - 8 août 2012.
[10] Planetoscope - "Consommation d'eau par la ville de Paris" - 2011.

4 / LA RÉGLEMENTATION

La Directive Européenne Cadre sur l'Eau

Une directive européenne du Parlement Européen et du Conseil datée d'octobre 2000 - Directive Cadre sur l'Eau ("DCE", réf. 2000/60/CE) - fixe le cadre général d'une politique communautaire dans le domaine des eaux à la fois superficielles et souterraines.

Cette Directive est déclinée au niveau des Etats membres ; elle a été transposée en France par la loi n° 2004-338 du 21 avril 2004, qui établit un cadre pour une politique communautaire dans le domaine de l’eau et a défini 13 "districts hydrographiques" ; en France, les acteurs sont : l’Etat et les services décentralisés (DDT et DREAL), les comités de bassin, les agences de l’eau, l’Onema (Office National de l’Eau et des Milieux Aquatiques), les collectivités locales, les associations pour l’environnement, les usagers, les entreprises privées, etc. Des plans de gestion destinés à restaurer et protéger les nappes souterraines sont ainsi mis en place.

 

5 / CONCLUSION

La gestion de l'eau nécessaire à l'exploitation des Hydrocarbures Non Conventionnels est une des questions majeures des industries qui y participent. Les technologies existent afin de  maîtriser les différents enjeux liés à l'eau, dont aucun élément n'est exclusivement réservé à la fracturation hydraulique : d'autres industries connaissent et traitent des contraintes similaires. Des solutions existent et sont mises en œuvre pour adapter les exploitations d’hydrocarbures non conventionnels au respect de l'environnement et des riverains.

La problématique de la fracturation hydraulique distingue bien la ressource en eau sous ses deux aspects, l'utilisation faite par l’exploitation industrielle d’une part, les rejets d’eau polluée qu’induit la production d’autre part.

Enfin, des études comparatives montrent que les quantités d'eau nécessaires à l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels restent dans des ordres de grandeur comparables aux autres sources d'énergie.

 

6 / RÉFÉRENCES

Au-delà des références déjà citées tout au long du document, le lecteur pourra utilement se reporter aux ouvrages suivants :

• "Water Management in Shale Gas Plays". Étude IHS

Date : Août 2012

"Fracking UK shale: water" – UK Department of Energy and Climate Change

Date : Février 2014

• "Water Consumption of Energy Resource Extraction, Processing, and Conversion"

Date : Octobre 2010

Auteurs : Erik Mielke, Laura Diaz Anadon, Venkatesh Narayanamurti – Harvard Kennedy School

EMPREINTE
AU SOL AU FIL
DE L’ACTIVITÉ

EMPREINTE AU SOL AU FIL DE L’ACTIVITÉ

1/ EMPREINTE AU SOL AU FIL DE L'ACTIVITÉ EN BREF

L'exploitation des hydrocarbures non conventionnels nécessite la réalisation d’un grand nombre de forages pour drainer le gaz ou le pétrole contenu dans la roche mère, par nature peu perméable.

L'ANALYSE DU CHNC

1 / EMPREINTE AU SOL AU FIL DE L'ACTIVITÉ EN BREF

L'exploitation des hydrocarbures non conventionnels nécessite la réalisation d’un grand nombre de forages pour drainer le gaz ou le pétrole contenu dans la roche mère, par nature peu perméable.

Afin de limiter les conséquences sur l'environnement et les riverains, ces forages sont dans toute la mesure du possible regroupés sur un même site sous forme de "clusters", ce qui permet d'éviter leur éparpillement et réduire par là même leurs impacts.

Le site des opérations occupe une surface au sol qui varie en fonction de l’avancement du projet : les phases d’exploration, de développement et enfin d’exploitation occupent chacune une emprise différente en surface et génèrent une empreinte au sol ("foot print" en anglais), c’est-à-dire un impact sur l’environnement et les riverains, qui sera différent au fil de l'activité : les diverses conséquences de l'activité (impacts visuels, sonores ou olfactifs, intensification du trafic routier, émissions de poussières…) vont ainsi évoluer au cours du temps ; elles sont de nature et d'intensité différente selon chacune des phases. Il est à noter que chacune des phases est limitée dans le temps et par conséquent la durée des impacts générés sera également limitée à la durée des opérations.

Quelle que soit la phase, des solutions existent et sont mises en œuvre pour réduire leur impact sur l’environnement immédiat, en prenant en considération plus spécifiquement les riverains.

Parmi les trois phases qui vont se succéder, c'est la phase de développement qui va être à l'origine de l'empreinte au sol la plus importante.

Voyons quels sont les impacts générés et les solutions proposées pour répondre à chacune de ces problématiques.

2 / UNE EMPREINTE AU SOL ET UN IMPACT SUR LE PAYSAGE A PRENDRE EN COMPTE

Lors des activités de forage et d’extraction de matière première, notamment des hydrocarbures (gaz et/ou pétrole), les phases d'exploration, de développement et d'exploitation sont à l’origine, à des degrés divers, d’effets induits sur le site ou à proximité immédiate.

Dans le cas des hydrocarbures non conventionnels, comme nous allons le voir, la phase la plus sensible est celle du développement, période où l’on assiste sur un même site à la multiplication des forages d'une part et aux opérations de fracturation hydraulique d’autre part. Cette phase nécessite l’utilisation et les transferts d’un grand nombre de matériels et de matériaux : leur mise en œuvre sur le site entraine divers impacts sur le plan local, mais aussi au-delà de la proximité immédiate du site.

2.1 Durée des différentes opérations et des impacts associés 

Les différentes étapes de l'activité ont des finalités et des durées de vie différentes, ce qui va déterminer directement la nature et la durée des impacts associés. Les durées décrites ci-dessous sont celles que l'on peut envisager dans un premier temps en Europe, où l'expérience américaine n'est pas directement transposable. L'un des enjeux majeurs sera d'arriver à réduire ces durées en s'inspirant du savoir-faire américain, ce qui permettra de réduire d'autant l'empreinte au sol au fil des activités.

- En phase d’exploration, le temps d’occupation du site est de l'ordre de quelques mois, période pendant laquelle l'appareil de forage ("rig" ou "derrick"), comportant un mât culminant à une quarantaine de mètres de haut, ne restera sur place que ponctuellement, avant d'être déplacé vers un autre site, où se renouvelleront les opérations. La surface d'un site de forage d'exploration est de l'ordre de 2 ha (20 000 m2, l'équivalent d'une surface de 200 m x 100 m), c'est-à-dire 2 à 3 fois la surface d’un terrain de football (8 000 m2).

Cette phase a pour but de rechercher et de mettre en évidence une couche géologique suffisamment riche en hydrocarbures pour pouvoir être ultérieurement exploitée. En l'absence d'une telle découverte, le terrain est remis en état et il ne reste alors plus aucune trace d'occupation du site. Mais si le forage aboutit à une découverte, il faut mettre en œuvre un certain nombre de travaux pour permettre la production des hydrocarbures : c'est la phase de développement (c'est à dire de construction des installations nécessaires à la production).

Source : Maryse Chapdelaine et Mathieu Leclerc-Pelletier - "Impacts visuels et sur le patrimoine liés au développement de l’industrie du gaz de schiste" - Bureau de coordination sur les évaluations stratégiques, Ministère québécois du Développement durable, Environnement et Lutte contre les changements climatiques - Août 2013 - 38 p - ISBN : 978-2-550-68894-5.
 

- En phase de développement, plusieurs forages vont être regroupés sur un même site : on parle de "cluster" de forages, implantés sur un même site (ou "pad" en anglais) ; ils sont réalisés à la suite les uns des autres, en décalant l'appareil de forage de quelques mètres à chaque fois. Les forages sont plus complexes qu'en phase d'exploration, car ils sont complétés par la réalisation d'un drain horizontal, généralement de 1 000 à 2 000 m de long (mais pouvant aller jusqu'à 3 000 ou 4 000 m), réalisé par le même appareil de forage. Une fois tous les forages réalisés sur le "pad", l'appareil de forage est déplacé vers un autre site et les opérations de fracturations hydrauliques peuvent alors démarrer. Du fait du nombre de machines impliquées (pompes hydrauliques notamment) et des stockages nécessaires aux opérations (eau en particulier), ces opérations nécessitent une emprise au sol importante. Elles sont répétées plusieurs fois sur chacun des puits (généralement entre 10 et 20 fois). Ces opérations sont réitérées autant de fois qu'il y a de forages sur le pad. L’ensemble des travaux (forages horizontaux et fracturation hydraulique d'une demi-douzaine de puits sur un même site) durera probablement au minimum six mois dans un premier temps (voir encadré ci-dessous sur l’expertise américaine).

Un site multi-puits s’étend sur 2 ou 3 ha, c’est-à-dire la surface de 3 à 4 terrains de football.

             Source : Présentation "Hydrocarbures de roche mère- ENSCR", SNF, janvier 2015
 

Ce n'est que lorsque ces travaux ont été réalisés que l'on peut passer à la phase de production.

 

- En phase de production, la durée d’exploitation d’un site est d’une dizaine à une vingtaine d’années. Durant cette phase, l'empreinte au sol est réduite, avec très peu d'impacts sur l'environnement : la surface d'une aire d'exploitation est beaucoup plus restreinte que celle de développement.

            Source : Présentation "Hydrocarbures de roche mère- ENSCR", SNF, janvier 2015
 

Elle occupe environ 1/2 hectare, nécessaire aux installations de séparation des productions (eau / pétrole ou gaz), à un petit stockage intermédiaire dans l'attente de l'évacuation par camion et à une aire de manœuvre pour celui-ci.

L'expertise américaine
En Amérique du Nord, qui bénéficie d’une longue expérience (de l'ordre de 40 000 puits y sont forés chaque année pour l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels), le forage d'un puits avec sa partie horizontale à 2000 m de profondeur et la fracturation d'une dizaine de segments se font actuellement aux Etats Unis en à peine plus d'un mois. En Europe, ces temps seront certainement plus longs dans une première phase d'apprentissage et, pour des raisons d'échelle, il est peu probable que l'Europe puisse atteindre rapidement une efficacité comparable à celle des Etats-Unis.

 

2.2 Impact en surface pendant la phase d’exploration

Cette première phase est comparable à celle mise en œuvre lors de l'exploration d’hydrocarbures conventionnels : le site de forage est de surface identique et les matériels similaires. Seul un nombre un peu plus important de sites est nécessaire dans le cadre des hydrocarbures non conventionnels – probablement de l'ordre d'une vingtaine, contre 3 ou 4 pour le conventionnel. Dans leur grande majorité, les forages sont à ce stade réalisés verticalement, une partie horizontale n'étant que rarement nécessaire à ce stade.

Pendant cette phase, les impacts sont globalement de deux ordres, visuels et sonores

  • Le site est occupé par l’appareil de forage (appelé également "derrick" ou "rig"), dont le mât peut culminer à une quarantaine de mètres de haut. Cet impact visuel est provisoire puisqu’une fois l’opération de reconnaissance réalisée, il est retiré pour être installé sur un autre site. L'appareil de forage est conçu pour recueillir les tiges de forage en les stockant à la verticale, limitant de cette façon l’encombrement au sol ;

  • Pendant ces quelques semaines, les opérations de forage engendrent du bruit ainsi qu’un trafic routier inhabituels, liés à l'acheminement du matériel et des matériaux nécessaires au forage.

Tous ces impacts font l'objet d'une attention particulière, de façon à ce que leur effet sur les riverains et l'environnement soit le plus faible possible.

2.3 Impact en surface pendant la phase de développement

Dès lors que la phase d'exploration a permis de mettre en évidence des réserves d'hydrocarbures exploitables, les travaux de développement du champ peuvent commencer. C’est au cours de cette phase que se déroulent les opérations nécessaires à la future mise en production : forage d'un nombre suffisant de puits comportant chacun un long drain horizontal puis opérations successives de fracturation hydraulique.

C'est au cours de cette phase que les impacts sont plus marqués :

  • L’emprise au sol est plus importante : du fait du nombre de forages d'une part et des équipements nécessaires à la fracturation hydraulique (stockage d'eau et de sable, utilisation de camions pompes) d'autre part, la surface du site de forage est supérieure à celle de la phase d’exploration (de l'ordre de 2 ou 3 ha – voir ci-dessus) ;

  • La circulation routière pour acheminer le matériel et les produits nécessaires (eau lorsqu'elle est acheminée par camions et sable notamment) est plus intense, les risques et les impacts associés aussi. Mais nous décrivons, là encore, un aspect usuel de toute activité industrielle nécessitant un important transfert de matériel par la route : augmentation de la circulation, bruit, émission de gaz d’échappement ; il est important de noter que ces impacts sont toutefois temporaires, limités à la seule durée des opérations de développement.

  • L'utilisation de grandes quantités d'eau pour les besoins de la fracturation hydraulique peut poser problème dans les régions sous stress hydrique tout comme son acheminement par camions ou par canalisations.

Forage horizontal et clusters pour un impact en surface réduit
Le regroupement de plusieurs forages en "clusters", c’est-à-dire sur un même site, est désormais une pratique courante : plusieurs puits horizontaux (de l'ordre d'une dizaine, voire davantage) peuvent être forés à partir d’un périmètre équivalent à deux ou trois terrains de football, ce qui réduit de manière significative l’emprise au sol.
Le regroupement de plusieurs forages en "clusters", c’est-à-dire sur un même site, est désormais une pratique courante : plusieurs puits horizontaux (de l'ordre d'une dizaine, voire davantage) peuvent être forés à partir d’un périmètre équivalent à deux ou trois terrains de football, ce qui réduit de manière significative l’emprise au sol.

Source : Jean-Claude Lenoir, sénateur et Christian Bataille, député - "Rapport sur les techniques alternatives à la fracturation hydraulique pour l’exploration et l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels" - Office Parlementaire d’Évaluation des Choix Scientifiques et Technologiques (OPECST) - Novembre 2013 -  P 109 - D'après Total.
 
L'illustration ci-dessus montre un site regroupant 8 forages en "cluster", forés avec un impact minimal en surface.
Ainsi, un gisement qui s'étend sur quelques centaines de km2 et qui nécessiterait une centaine de puits disséminés peut désormais être exploité avec une dizaine de sites[1], espacés entre eux d’une distance de l'ordre de quelques kilomètres et regroupant sur chacun d'eux un "cluster" de 10 forages. Cette technique désormais classique s’avère très utile d’un point de vue environnemental.

2.4 Impact en surface pendant la phase de production

Une fois les fracturations hydrauliques réalisées, les puits sont raccordés et mis en production : les installations sont alors sensiblement réduites et se résument à un séparateur eau – pétrole – gaz, à une cuve de stockage des effluents liquides et à une aire de service permettant l'accès d'un camion-citerne.

Les impacts sont très réduits dans cette phase : la surface d’occupation des sols est ramenée à quelques milliers de m2 (un demi hectare tout au plus, soit environ un demi terrain de football) ; le trafic routier est réduit au passage de l'ordre d'un camion-citerne par jour.

Lorsque la production s’achève, 10 à 20 ans plus tard, le site est remis à son état d’origine et selon les cas, nettoyé, remblayé, replanté, reconduit en terrain agricole si telle était sa nature (voir dossier technique "Remise en état des sites").

Surface au sol et énergies alternatives : éolien et photovoltaïque
Pour mieux comprendre "l’empreinte" environnementale des hydrocarbures non conventionnels, il est utile d’établir une comparaison avec d’autres énergies telles que l’éolien ou le solaire. Dans son étude, le professeur David McKay, chief scientific advisor, DECC ("Department of Energy & Climate Change" en Grande Bretagne)[2], a établi que l’impact visuel des sites d’exploitation des gaz de schistes sur l’environnement était le moins intrusif, à quantité d’énergie produite équivalente. C’est en analysant un certain nombre de paramètres tels que la surface au sol, la hauteur des installations et la densité de trafic routier liés à chacune des activités que des rapprochements ont pu être établis et décrits (cf tableau ci-dessous). On notera ainsi qu’un champ d’éoliennes s’étend sur un espace 700 fois plus grand qu’un site dédié à l’exploitation des gaz de schiste ; un "rig" utilisé par les hydrocarbures non conventionnels restera sur site seulement deux ou trois ans, à comparer avec les installations permanentes de l’énergie éolienne (mais l’espace disponible entre chacune des turbines peut être affecté à d’autres activités, telle l’agriculture).
Une précision s’impose toutefois sur l’impact du "camionnage" : les chiffres donnés dans l’étude pour l’industrie des gaz de schiste la font ressortir comme étant celle faisant appel au moins de trajets de camion (2 900 trajets) lorsque l’eau est acheminée par pipelines et non par camions. Si le transport se fait par camions, le trafic devient alors le plus important de la comparaison (de l'ordre de 20 000 trajets).
 
 
Surface au sol et densité de population
Les considérations émises à propos de l’implantation de sites dans des lieux à forte densité démographiques sont bien sûr à étudier avec attention, mais il convient de les nuancer.
En effet, regarder les densités moyennes à l’échelle d’un pays peut induire en erreur : il faut le faire à une échelle beaucoup plus petite, en tenant compte des disparités locales.
Il est communément admis que la France a une densité démographique moyenne plus importante que celle des Etats-Unis : la densité s'établit en effet à une trentaine d'habitants au km2 pour ce pays et à une centaine pour le nôtre. On observe toutefois que les deux plus gros gisements d'hydrocarbures non conventionnels aux USA (Utica et Marcellus) se situent dans une région fortement peuplée de la côte Est, qui affiche plus de 80 habitants au km2. De larges zones en France comptent moins de 30 habitants au km2. La comparaison des densités moyennes de population doit en tenir compte.
Carte de la densité de la population en France en 2006
Source : "Carte de France de la densité de population" - Institut national de la statistique et des études économiques (INSEE) -2006.
 

2.5 Concertation obligatoire, à toutes les étapes

Parce que chaque phase engendre des conséquences particulières, il est essentiel de communiquer et d’informer les différentes parties prenantes locales (riverains et collectivités locales) de manière transparente, détaillée et complète afin d’instaurer un véritable dialogue qui tienne compte des préoccupations exprimées.

Avant toute intervention, les compagnies s’entendent avec les services territoriaux pour fixer le cadre de leurs opérations (prise en compte des contraintes locales, préparation des accès, durée des opérations, horaires, itinéraires empruntés par les véhicules notamment). Des réunions d’informations sont organisées auprès du voisinage, afin de le tenir informé du déroulement des opérations et recueillir les remarques. Toute phase est précédée d'une étude d'impact qui dresse l'état des lieux avant tous travaux et évalue les conséquences des opérations prévues sur l'environnement : ce bilan est essentiel pour permettre la restauration du site à la fin des opérations. La démarche s’apparente à un état des lieux d’entrée ou de sortie dans l'immobilier.

Cette concertation est essentielle à l'instauration d'une confiance et d'un respect mutuel entre les industriels, les riverains et les pouvoirs publics.

 

2.6 Comment réduire l'empreinte au sol

Limiter l’impact en surface est une chose, apporter des réponses aux inévitables conséquences des opérations en est une autre. Celles qui n'ont pas pu être traitées en amont des opérations peuvent faire l’objet de mesures palliatives ; certaines sont connues et couramment mises en place, d’autres sont encore à l’étude avec pour objectif d’améliorer la prise en compte des impacts et de les réduire.

Parmi les principales conséquences, on peut citer : les problèmes liés à l’occupation des sols, les impacts visuels, sonores, la pollution de l'air, le trafic…

L'occupation du sol

Elle donne lieu à une compensation financière sous forme d'un loyer ou du dédommagement du manque à gagner pour une exploitation agricole, par exemple.

Aux Etats-Unis, les propriétaires des sols, qui le sont aussi du sous-sol, peuvent vendre leurs droits à la recherche des ressources de pétrole et de gaz sous leur propriété. Au stade de la production, ils perçoivent des royalties, c’est-à-dire un pourcentage de la production. Ce n’est pas le cas en France, puisque le sous-sol appartient à l’Etat.

A l’issue des travaux, une remise en état du site dans son état initial est obligatoire en Europe, ce qui inclut le bouchage des puits qui ne sont plus utilisés.

 

L'impact visuel

Avant son installation, des simulations par reconstitutions virtuelles sont établies afin de vérifier l'impact visuel du site sur l’environnement.

Pour une meilleure intégration dans le paysage local, on cherche à rendre les installations le moins intrusives possible : haies arborées, palissages, murs peuvent être mis en place selon le contexte ; dans toute la mesure du possible, les tuyauteries sont enterrées.

La partie la plus visible demeure le mât de forage qui est installé lors de la phase d'exploration ou au début du développement, mais il s'agit d'une gêne pour une durée limitée, tout comme une grue sur un chantier de construction.

La lumière nécessaire aux opérations nocturnes fait également l'objet de restrictions en matière d'intensité et de diffusion : des écrans peuvent par exemple être installés afin d'éviter une diffusion gênante pour le voisinage. Dans certains cas, les opérations peuvent être interrompues pendant la nuit.

 

L'impact sonore

Machines et trafic routier génèrent du bruit, que ce soit sur le site ou dans ses abords. Essentiellement diurne, il est limité la nuit où les travaux les plus sonores sont évités.

Il sera plus ou moins intense, selon les phases d’intervention. Celle des fracturations hydrauliques est plus particulièrement bruyante avec la mise en service des pompes d’injection des fluides.

Les équipements de fracturation hydraulique de dernière génération assurent toutefois des niveaux sonores réduits, que peut venir encore diminuer l’utilisation de caissons d’insonorisation pour les équipements les plus bruyants. De manière générale, l’utilisation de machines à motorisation électrique est fortement encouragée.

Sur le site, le port d'équipements de protection individuelle (EPI) permet de limiter fortement l'exposition des ouvriers au bruit. Pour atténuer la perception du bruit par les riverains, des écrans anti-bruit sont édifiés autour du site lorsque des habitations sont proches et les opérations nocturnes sont évitées.

 

Trafic routier

Source : Matthew Rowe, Farah Abi-Akar, John Backus, Timothy Fox, Anna Kasko, Jed Miller, M.D., Leonard Schugam, Angel Valdez et Pamela Bush - "Assessment of risks from unconventional gas well development in the Marcellus Shale of Western Maryland" - Maryland Department of Environment et Department of Natural Ressources - Janvier 2015 - P 12.
 

Le nombre de camions de tonnage important, pendant la phase de développement notamment, génère du bruit et accroît aussi le trafic routier, qui devient plus dense, avec ses conséquences usuelles, comme les ralentissements, le risque accru d’accident de la circulation, l'usure des infrastructures routières, etc.

Le transport de l'eau nécessaire aux fracturations représente la majeure partie de la circulation : c'est la raison pour laquelle un transport par canalisations est systématiquement privilégié, dès lors qu'il est possible (voir le dossier technique "Consommation et gestion de l’eau").

Pour réduire l’impact du trafic des camions, des plans de circulation sont établis en concertation avec les autorités locales, le trafic de nuit est de manière générale évité dans les zones habitées. Pour faciliter les voies d’accès, l’opérateur entretient, améliore et parfois crée de nouvelles infrastructures. Chaque fois que cela est possible, le réseau ferré ou fluvial, pour les longues distances, est privilégié.

Pollution de l'air et émission de gaz d’échappement

Les sources de pollution de l’air sont liées essentiellement au trafic routier additionnel ainsi qu’à l'utilisation de machines à moteur diesel (notamment les pompes utilisées pour la fracturation hydraulique et les générateurs électriques). Pour limiter les impacts de cette nature et l’émission de gaz d’échappements, il est préconisé de privilégier des machines à motorisation électrique dès lors qu'un branchement industriel est possible.

La poussière

Elle affecte essentiellement le site lui-même et est due à la manutention des grandes quantités de sable. Pour se prémunir des risques liés à leur inhalation, les ouvriers sont équipés d'équipements de protections individuelles (EPI) comme cela est l’usage pour toutes les activités de cette nature.

Les pollutions accidentelles

Une pollution accidentelle (déversement d’un produit sur le sol, fuite d’une canalisation…) est toujours possible et peut avoir des conséquences sur l’environnement immédiat : pollution du sol ou des nappes phréatiques… Tous les travaux sont réalisés dans le respect d’un cahier des charges et les dispositifs mis en œuvre sont étudiés pour les éviter. Comme évoqué dans le dossier sur la gestion de l’eau, il s’agit ici d’un risque qui n’est pas spécifique aux HNC. Des procédures de réparation des fuites et de récupération rapide des produits répandus sont prévues à l’avance, avec un matériel d’intervention déjà présent sur place et mis en œuvre dans un délai très court si un accident se produit.

 
[1] Philippe Charlez, Pascal Baylocq et Bernard Tardieu (préfacier) - "Gaz et pétrole de schiste en questions" - Editions Technip, Paris, 2014 - 225 p - ISBN : 978-2-7108-1148-0. 
[2] David JC MacKay, conseiller scientifique en chef - "Shale Gas In Perspective" - Department of Energy and Climate Change (DECC), Royaume-Uni – Août 2013 - 5 p. 
 

3 / QUELQUES ORDRES DE GRANDEUR

Phase d'exploration :

Hauteur d’un mat de forage : généralement une quarantaine de mètres de haut, mais il existe des appareils de forages moins élevés ;

Surface d'un site de forage d'exploration : de l'ordre de 2 ha (20 000 m2, l'équivalent d'une surface de 200 m x 100 m), soit 2 à 3 fois la surface d’un terrain de football (8 000 m2).

Phase de développement

Une plateforme multi-puits (ou cluster) comprenant une dizaine de puits s’étend sur 2 ou 3 ha ;

Un puits avec 10 segments de fracturation nécessite environ 2 000 tonnes de sable, soit 40 camions.

Phase d'exploitation :

La surface d'une aire d'exploitation est moindre que la surface d’exploration, environ 1/2 hectare : installation de séparation des productions (eau / pétrole ou gaz), petit stockage intermédiaire dans l'attente de l'évacuation par camion et aire de manœuvre pour le camion.

4 / REGLEMENTATION EN VIGUEUR

La règlementation en vigueur impose à l'ensemble de l'industrie quelle qu'elle soit des normes de protection du personnel exposé sur les sites des opérations, visant à réduire les risques liés notamment à la conduite d'engins, à l'exposition au bruit, aux atmosphères viciées, aux produits toxiques, etc…

Pour ce qui relève de la protection du voisinage, trois domaines complémentaires sont à mentionner :

  • L'obligation de réaliser une étude d'impact environnemental, antérieure aux opérations ("environmental impact assessment "), afin de pouvoir déterminer les éventuels impacts ultérieurs ;

  • L'obligation de rebouchage des puits de forage qui ne sont plus utilisés ;

  • L'obligation de remise en état des sites par l’opérateur, à la fin des opérations.

Préalablement à toute opération industrielle, il est nécessaire de faire une étude d'impact environnemental ("environmental impact assessment "), conduite sur le site par un bureau indépendant, afin d'établir précisément l'état environnemental et sociétal (sol, eau, air, biotopes, inventaires faune et flore) existant avant toute opération. Cet état des lieux sert de référence pour concevoir le projet industriel dans le respect de l'environnement et du voisinage d'une part et pour mesurer tout éventuel écart observé pendant ou à la suite des opérations, d'autre part. Une ou plusieurs études d'impact complémentaires viennent préciser cet état des lieux tout au long de la vie du projet, afin de suivre les conséquences du projet sur l'environnement et notamment détecter au plus tôt les éventuels écarts par rapport aux prévisions, dans le but de les réduire et les maîtriser sans délais.

Ainsi, l'article R. 122-5 du code de l'environnement relatif au contenu de l'étude d'impact[3] précise que "l'étude d'impact présente […] une analyse des effets directs et indirects, temporaires et permanents du projet sur l'environnement, et en particulier sur la commodité du voisinage (bruits, vibrations, odeurs, émissions lumineuses) ou sur l'hygiène, la santé, la sécurité et la salubrité publique."

Lorsqu'un puits de forage n'est plus utilisé, il y a en France notamment obligation de rebouchage du puits : le Règlement général des industries extractives (RGIE) précise dans son Article 49 les modalités de fermeture définitive des puits. Pour boucher définitivement un puits, il faut démonter le tube de production et installer des bouchons de ciment à différents niveaux - des barrières étanches de 50 à 200 mètres de hauteur - pour en particulier isoler les nappes d'eaux et éviter tout risque de pollution. Les masses d'eaux ne doivent pas pouvoir communiquer entre elles ou être contaminées par des hydrocarbures. Cette étape dure environ un mois par puits. Cette procédure, traditionnelle, est celle qui est utilisée pour tous les puits conventionnels : elle est aussi utilisée dans les puits non conventionnels par exemple aux Etats-Unis et au Canada, une fois la remise en état du site décidée. Mais des questions se posent sur l’étanchéité à long terme de ce type de scellement au ciment : d’autres techniques, nécessitant une découpe des tubages en profondeur et un scellement avec des matériaux réputés plus stable (argile, baryte,…) sont à l’étude (voir le dossier technique « Fin d’activité : devenir des sites »).

Le bouchage du puits finalisé, des mesures de pression sont réalisées durant six mois à un an selon le cas. Si aucune anomalie (remontée d'eau ou de gaz...) n'est observée, la tête de puits est démontée : les casings remontant à la surface sont découpés à une profondeur de 3 mètres sous la surface du sol et retirés, de façon à ne laisser aucune structure dépasser.

Lorsque ces opérations ont été terminées, le site est restauré en son état initial : toutes les constructions de génie civil sont retirées (radiers en ciment, pavements, aires goudronnées, levées de terre, etc…), les clôtures supprimées et les sols sont dépollués (excavation des terres impactées, traitement des terres sur site ou hors site). Une restauration paysagère (remblayage des zones nivelées, plantation d'arbres) permet de rendre au site son aspect initial.

5 / CONCLUSION

Comme pour toute industrie, celle des hydrocarbures non conventionnels génère, sur site et autour du site, un certain nombre d'impacts sur l'environnement : occupation de surface, impact visuel, bruit des machines, intensification du trafic, émission de gaz d’échappements et pollution de l’air…

Ces impacts varient en fonction de la nature des opérations d'une part et de leur avancement d'autre part et sont par ailleurs limités dans le temps. Ils sont à leur maximum pendant la phase de développement, au moment des opérations de forage et de fracturation hydraulique.

Tous font l’objet de mesures particulières visant à réduire leurs effets, autant pour le personnel directement exposé que pour le voisinage : palissades de protections, murs anti-bruit, organisation du trafic, entretien des routes, pose de canalisations, incitation pour utiliser du matériel électrique, etc.

Les bonnes pratiques passent aussi par des étapes de concertation avec les riverains et les collectivités locales ; une information complète est mise à leur disposition en amont de toutes les opérations et un dialogue est instauré pendant la durée des opérations.

6 / RÉFÉRENCES

" Assessment of risks from unconventional gas well development in the Marcellus Shale of Western Maryland"

Date : Octobre 2014

Auteurs : Maryland Department of the Environment / Maryland Department of Natural Resources

Impacts visuels et sur le patrimoine liés au développement de l’industrie du gaz de schiste

Date : Août 2013

Auteurs : Bureau de coordination sur les évaluations stratégiques - Développement durable, Environnement, Faune et Parcs, Québec

Maîtrise des impacts et risques liés à l’exploitation des hydrocarbures de roche-mère : enjeux, verrous et pistes de recherche

Date : Septembre 2011

Rapport Final BRGM/RP-60312-FR

Étude réalisée dans le cadre de la Convention MEDDTL – BRGM n°2100498545

ADDITIFS ET
GESTION DES
FLUIDES DE
PRODUCTION

ADDITIFS ET GESTION DES FLUIDES DE PRODUCTION

1/ ADDITIFS ET GESTION DES FLUIDES DE PRODUCTION EN BREF

L’opération de fracturation hydraulique, qui caractérise l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels, consiste à injecter des volumes importants de fluides (eau, propane liquide, ou dioxyde de carbone par exemple) dans la roche,…

L'ANALYSE DU CHNC

1 / ADDITIFS ET GESTION DES FLUIDES DE PRODUCTION EN BREF

L’opération de fracturation hydraulique, qui caractérise l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels, consiste à injecter des volumes importants de fluides (eau, propane liquide, ou dioxyde de carbone par exemple) dans la roche, à une pression suffisante pour la fissurer et pouvoir extraire les hydrocarbures qu'elle contient.

Dans le cas de fluides à base aqueuse, ces derniers sont composés en moyenne de 90% d’eau, de 9% de sable et de 1% d’additifs. L’eau injectée à forte pression va permettre d'une part de fissurer la roche et d'autre part de transporter le sable. Celui-ci est utilisé comme agent de soutènement ("proppant" en anglais) : après avoir été placé dans les fissures, il empêche ces dernières de se refermer quand on baisse la pression. Les additifs chimiques remplissent différentes fonctions, comme celle d’agent gélifiant pour mieux transporter le sable en suspension, d’anticorrosif, d’anti-développement bactérien,  ou encore de réducteur de friction entre le fluide et les tubages.

Les additifs ne sont pas tous utilisés en même temps. Leur choix et leur dosage dépendent des caractéristiques de la roche à fracturer, mais aussi de la règlementation en vigueur. Celle-ci concerne l’industrie chimique dans son ensemble, qui les produit et les utilise dans d’autres domaines, en quantité parfois très importantes. La plupart de ces produits sont bien connus des industriels (détergents, désinfectants…) mais aussi des particuliers, car beaucoup d'entre eux sont utilisés à des fins domestiques (cosmétiques, agro-alimentaire, entretien ménager).

Lors des opérations de fracturation hydraulique, les produits utilisés aujourd’hui sont de plus en plus respectueux de l’environnement. La même démarche responsable s’applique à la gestion des fluides de production qui remontent du puits après la fracturation. Différents moyens de traitement permettent de maîtriser leur impact environnemental et, de plus en plus fréquemment, de mieux les réutiliser ultérieurement, en conformité avec la réglementation.

2 / ADDITIFS ET GESTION DES FLUIDES DE PRODUCTION : UNE NÉCESSAIRE PRISE EN COMPTE

2.1 Fluide de fracturation et additifs chimiques

Le fluide de fracturation

Composé le plus souvent d’un mélange d’eau (90% du volume total injecté), de proppants (9%), et d’additifs (1%), le fluide de fracturation est injecté dans le puits à un débit élevé, grâce à des pompes à haute pression depuis la surface. Lors de la fracturation hydraulique, l’eau est le fluide vecteur de la pression permettant de fissurer la roche et de transporter le sable, utilisé comme agent de soutènement ("proppant"). En s’insérant dans les fissures, celui-ci les empêche de se refermer quand la pression baisse et permet de maintenir la circulation des fluides. Il s’agit habituellement de sable naturel siliceux, parfaitement calibré, qui peut être remplacé dans certains cas par des billes millimétriques de céramique ou de bauxite frittée[1] (un oxyde d'aluminium), elles aussi parfaitement calibrées (voir le dossier technique "Fracturation hydraulique").

Des additifs, pour quoi faire ?

Hormis l’eau et le sable, l’injection hydraulique nécessite l'incorporation d’adjuvants chimiques (moins de 1% en masse).

Comme l'eau seule n'a pas un bon pouvoir d'entrainement du sable, le plus important des additifs est un gélifiant, qui, associé à l’eau, va augmenter sa viscosité, donc sa capacité à transporter le sable. Le gélifiant le plus couramment utilisé est la gomme de guar, tirée de la graine d’une sorte de haricot. Il ne présente aucun danger pour l’homme et est utilisé de façon très courante dans l’industrie alimentaire (glaces, confitures notamment).

Mais le fluide de fracturation doit également remplir d'autres rôles : il doit protéger le puits d’effets secondaires comme la corrosion chimique, ou de dépôts de films biologiques qui se développent du fait de la présence de bactéries. Il doit aussi réduire les frottements entre le fluide et les tubages, afin de diminuer le travail des pompes et la consommation d’énergie nécessaire au pompage de ces fluides. C’est la raison pour laquelle on lui adjoint un certain nombre d’autres additifs, en très faible proportion.

La quantité et la nature de ces produits varient d’un réservoir à un autre selon les caractéristiques du milieu à fracturer (nature de la roche, profondeur, température, pression…). Ils font ainsi l'objet d'un choix rigoureux et très technique : ils ne sont pas tous utilisés en même temps et leur usage doit également répondre aux contraintes règlementaires.

L'expérience en matière de fracturation hydraulique est essentiellement américaine : les détails ci-dessous reposent sur celle-ci. Il est toutefois important de noter que la règlementation sur l'utilisation des additifs évolue aux Etats-Unis et que l'Europe est en train également de préciser les règlementations applicables dans le cadre des hydrocarbures non conventionnels. Certains produits cités ici parce qu'ils sont actuellement utilisés aux Etats-Unis pourraient donc cesser de l'être.

Quels sont ces additifs ?

Les additifs intégrés aux fluides de fracturation présentent des caractéristiques différentes, parfois contradictoires, qui interviennent en fonction des effets recherchés. On peut les répartir en 5 grandes familles de produits : gélifiants ou épaississants, "gel breakers" (littéralement "briseurs de gels") à l’effet inverse, réducteurs de friction, biocides et agents anticorrosion.

  • Les agents gélifiants

Plus dense que l’eau, le sable a une tendance naturelle à se déposer rapidement dans la partie horizontale des puits, ce qui remet en cause son acheminement vers le réseau de fissures qu’il doit maintenir ouvertes. Pour qu’il reste en suspension, on doit augmenter la viscosité de l’eau et pour cela ajouter des agents gélifiants.

On a recours à deux types de produits :

La gomme de guar constitue la solution la plus courante ; Il s’agit d’une poudre végétale issue de la culture du haricot de guar. Elle est utilisée couramment dans l’industrie agro-alimentaire, comme gélifiant pour épaissir les crèmes glacées ou donner du moelleux au pain, par exemple, ou dans l’univers des cosmétiques où elle entre dans la composition de rouges à lèvres ou de shampooings ;

Les polyacrylamides et les polysaccharides, également utilisés dans l’industrie agro-alimentaire, permettent aussi de régler la viscosité que l’on souhaite obtenir. Des agents réticulants ("cross linkers" en anglais), peuvent être ajoutés à ces polymères pour renforcer la viscosité.

  • Les agents "briseurs de gel" ("gel breakers")

Leur action intervient à la fin d’une fracturation hydraulique pour inverser l'effet des agents gélifiants qui pourraient gêner le dégorgement : le but est, une fois les proppants mis en place, de fluidifier le mélange afin de faciliter la circulation et la remontée du flux porteur des hydrocarbures. Il s’agit par exemple de peroxyde d'hydrogène (communément appelé eau oxygénée), d’hypochlorite de sodium (couramment utilisé en solution aqueuse sous forme d'eau de Javel pour un usage domestique), d'éthylène glycol (fréquemment employé en tant qu'antigel).

  • Les réducteurs de friction ("Drag Reducing Agents")

Ils sont utilisés pour faciliter la propagation du fluide de fracturation dans les tubages et dans la roche en limitant la friction entre le fluide et la formation qu’il traverse. Ils permettent de compenser la perte de pression dans les canalisations et réduire la puissance des pompes, diminuant ainsi l’énergie nécessaire au pompage. Ce sont en majorité des polyacrylamides sous forme de poudre ou d’émulsion inverse[2] qui sont utilisés à ces fins.

  • Les biocides

L’usage de produits naturels comme la gomme de guar ou les polysaccharides facilite le développement bactérien lié à des composés organiques : il se crée alors des dépôts de films bactériens qui réduisent la perméabilité et limitent alors l’écoulement des hydrocarbures vers le puits, une conséquence contraire à l’effet recherché, d’où l’utilisation de biocides, comme le glutaraldéhyde (substance utilisée par exemple pour la stérilisation des endoscopes en milieu hospitalier) ou le chlorure d'ammonium quaternaire (utilisé comme antimicrobien et désinfectant).

  • Les agents anticorrosion

Certains produits incorporés au fluide de fracturation ont un effet corrosif sur le métal des installations de forage (tubages, casings essentiellement). Pour les protéger, on intègre des agents anticorrosion dans les mélanges utilisés, comme l'isopropanol (ou alcool isopropylique, qui est un dissolvant commun ; il est utilisé aussi pour les massages des muscles douloureux : c'est l'alcool à friction[3]), le méthanol (qui sert d'antigel, de solvant, carburant), l'acide formique (divers usages industriels et aussi pour l'alimentation humaine - additif alimentaire E236) ou l'acétaldéhyde (naturellement produit par les plantes, il est produit industriellement comme agent de sapidité dans certaines margarines).

Ces additifs peuvent également être associés à des produits destinés à assurer la stabilité des mélanges, ou à éviter qu'ils ne gèlent dans les climats froids (utilisation d'éthylène glycol comme antigel par exemple).

Il est difficile de ne pas employer d’additifs pour des raisons techniques. Néanmoins, ils ne sont pas tous nécessairement utilisés en même temps dans l’assemblage du fluide de fracturation et ils n’entrent globalement dans sa composition qu’à hauteur d'environ 1%. Mais, compte tenu des volumes d’eau mis en œuvre, ils peuvent représenter des quantités non négligeables. Malgré leur utilisation dans l'alimentaire, la cosmétologie ou le milieu domestique, certains produits peuvent, à fortes doses, être irritants ou même, plus rarement, toxiques : c'est le cas des distillats de pétrole, du gasoil, du benzène ou de l'acétaldéhyde[4] par exemple (voir le dossier technique "Questions relatives à la santé").

Ils sont bien connus de l’industrie chimique notamment, qui les utilise dans des proportions bien plus importantes pour élaborer de nombreux produits de consommation courante (détergents, désinfectants, carburants, etc.). Leurs règles d’usage sont codifiées et une règlementation spécifique en régit l’ensemble (voir paragraphe "Règlementation" ci-après).

Les additifs (en bref)

Le tableau résumé ci-dessous, issu du site "fracfocus.org"[5] (voir paragraphe "Une volonté de transparence" ci-après) dresse une liste des additifs par grandes classes de produits, tels qu'ils sont utilisés en Amérique du nord.

Les additifs Produits associés Leur rôle
Agents gélifiants et associés

Gomme de Guar; Distillats de Pétrole (Naphta); Méthanol; Mélanges de Polysaccharides; Ethylène Glycol

Augmenter la viscosité de l'eau pour acheminer les proppants
Agents réticulants et associés Distillats de Pétrole (Naphta); Métaborate de Potassium; Dérivés de Zirconium et de Bore; Sel de Bore Ethylène Glycol; Méthanol Renforcer l'agents des agents gélifiants
Agents "gel-breakers" Persulfate d'Ammonium; Chlorure de Sodium (sel de table); Peroxyde de Magnésium; Oxyde de Magnésium; Chlorure de Calcium Inverser l'action des agents gélifiants à la fin de l'opération de fracturation pour faciliter la remontée du fluide production (hydrocarbures)
Agents réducteurs de friction Polyaccrylamide; Distillats de pétrole (Naphta); Méthanol; Ethylène Glycol Réduire la friction entre le fluide et la formation géologique
Biocides Glutaraldéhyde; Chlorure d'Ammonium; Quaternaire Empêcher le développement des bactéries et le dépôt de films dans les puits
Agents anti-corrosion Isopropanol; Méthano; Acide Formique; Acétaldéhyde Prévenir la corrosion sur les installations

 

Vers une utilisation raisonnée des additifs

Une prise de conscience de plus en plus forte se développe chez les opérateurs, devant la nocivité potentielle de certains des produits utilisés. Cela les incite à recourir à des produits plus naturels et respectueux de l’environnement. Ils développent également des méthodes de fracturation moins consommatrices d’additifs et rendent désormais publiques la nature comme la quantité des produits utilisés puits par puits. Il est à noter que certains additifs chimiques peuvent être remplacés par des traitements du fluide en surface. C’est le cas par exemple du traitement antibactérien par ozone qui permet de s’affranchir de l’utilisation de biocide dans le fluide de fracturation. Enfin, la règlementation en matière d'exploitation des hydrocarbures non conventionnels, qui est en cours d'évolution aux Etats-Unis, ou de mise en place en Europe, conduit également à une utilisation des additifs de plus en plus sûre.

Une volonté de transparence

Les opérateurs ont pris la décision de divulguer, en toute transparence, la quantité et la nature des substances chimiques utilisées puits par puits. Deux sites Internet, accessibles au public, font référence en la matière :

http://fracfocus.org/  détaille les produits utilisés pour la quasi-totalité des puits aux Etats-Unis et au Canada (plus de 90 000 forages couverts, parmi un millier de compagnies associées à cette démarche). Ce site est géré par deux organismes américains de protection de l’environnement. La publication de données repose sur une démarche volontaire. Les opérateurs désireux de protéger la composition de leur fluide de fracturation, pour des raisons de propriété intellectuelle, peuvent ne pas détailler certains composants.

http://www.ngsfacts.org/ regroupe les données relatives aux puits européens, mais compte tenu du faible nombre actuel de forages d’hydrocarbures non conventionnels, il ne recense pour le moment que les puits réalisés en Pologne. Il est géré par l’Association internationale des compagnies productrices de pétrole et de gaz (IOGP, International Association of Oil & Gas Producers). En Europe, l’utilisation des produits chimiques est strictement encadrée par la réglementation REACH[6] qui impose la publication de l’ensemble des produits chimiques utilisés.

Des fracturations utilisant moins d'additifs

Les viscosifiants sont utilisés dans le cadre de fracturation à l’eau, qui n’a pas la viscosité suffisante pour acheminer les proppants (sable). Les quantités utilisées dépendent du contexte local.

Les fluides fortement gélifiés permettent un bon transport des "proppants" et la formation de fractures plus larges et plus étendues. Ils sont cependant plus coûteux, plus endommageant pour les formations géologiques[2] et nécessitent une formulation précise de manière à limiter les pertes de charge par frottement.

Dans certaines opérations dites "slickwater", les dosages de "proppants" sont faibles et la quantité d’additifs globalement réduite. Mais les fractures créées sont moins importantes d'une part et la répartition des proppants est plus aléatoire d'autre part, sauf à en utiliser de plus légers, telles les billes en céramiques, dont les coûts sont élevés.

Des techniques alternatives

Toutes les problématiques liées aux additifs orientent la réflexion vers des solutions qui s’en affranchiraient. Il s’agit d’alternatives à la fracturation hydraulique à base d'eau.

Nous ne retiendrons ici que quelques exemples : les fracturations à base de butane ou de propane pur, d’heptafluoropropane, ou de mousses à base de dioxyde de carbone (CO2) et/ou d'azote (N2) liquide. Certaines ont déjà été utilisées aux Etats-Unis et au Canada, notamment celles au propane gélifié, ou à base de mousses. Les autres sont à l’étude et font l’objet de tests (voir le dossier technique "Fracturation Hydraulique").

2.2 La gestion des fluides de production

Un puits rendu productif par fracturation hydraulique génère des eaux de reflux, récupérées en surface lors de la phase de dégorgement. Elles se composent d’une partie des fluides injectés lors de la fracturation (eau, proppant, additifs), auxquels s’ajoutent des éléments provenant de la roche fracturée : particules solides, molécules d’hydrocarbures, radioéléments naturels et minéraux en solution.

Des volumes importants

Un étage de fracturation hydraulique utilise entre 1 500 et 2 000 m3 d’eau, soit l’équivalent d’une piscine olympique. Un puits horizontal de dix étages de fracturation demande donc entre 15 000 et 20 000 m3. Sur un même site, comprenant une dizaine de puits, le volume d’eau nécessaire atteint 100 000 à 200 000 m3. Une partie reste dans la roche. L’autre (que l'on peut évaluer en moyenne à 50%) remonte en surface. La production d’eau restera continue tout au long de la vie du puits (voir le dossier technique "Consommation et gestion de l'eau").

Un traitement adapté

La méthode mise en œuvre pour traiter de façon efficace les eaux de reflux dépend de leur utilisation ultérieure.

  • Recyclage pour une nouvelle fracturation hydraulique

C’est le mode encouragé actuellement. Les eaux de reflux peuvent être traitées sur place, grâce à de petites installations dédiées, stockées puis réutilisées pour les fracturations hydrauliques suivantes. Elles sont débarrassées de tous les éléments qui pourraient interférer, de façon négative, avec les nouveaux additifs utilisés lors de la fracturation suivante. Un traitement plus complet à l’extérieur du site est possible, mais il est plus coûteux puisqu’il faut transporter en camion les eaux de reflux dans un centre spécialisé.

  • Elimination par injection dans un aquifère salin profond

Les eaux de reflux sont injectées dans des couches géologiques profondes renfermant des aquifères salins, impropres à la consommation. Elles retiennent les fluides de fracturation, qui ne peuvent pas remonter en surface. Dans ce cas, le traitement préalable consiste pour l’essentiel à retirer les éléments physiques en suspension dans les eaux de reflux, pour les clarifier. Cette méthode est utilisée fréquemment aux Etats-Unis et peut être à l'origine de secousses sismiques ressenties en surface (voir le dossier technique "Sismicité"). En France, l’injection d’eau polluée dans des aquifères salins profonds est soumise à des autorisations très strictes et est très peu utilisées en pratique (voir ci-dessous le paragraphe "Un choix dicté par le cadre réglementaire et les conditions locales").

  • Restitution dans les cours d’eau

Le traitement des eaux de reflux est plus approfondi, dans le respect de la réglementation en vigueur, qui fixe des teneurs maximales à ne pas dépasser pour les différents composants lors d'un rejet en rivière.

  • Réutilisation dans d’autres industries

Une réutilisation par d’autres industries commence à voir le jour : ainsi par exemple, en octobre 2014, le Ministre de l'environnement de la province de Nouvelle Ecosse ("Nova Scotia") au Canada a autorisé la réutilisation d'eaux de reflux de fracturations hydrauliques comme réfrigérant dans une cimenterie[8], les eaux étant ainsi évaporées à 700°C.

  • Evaporation

Dans les pays arides notamment, les fluides de production peuvent être répandus dans des bassins bien isolés pour éviter toute infiltration dans les sols. L’eau s’évapore et les résidus solides restants (environ 10% de la masse totale) sont ramassés et transportés vers des centres de traitements agréés, qui les traitent en conformité avec la réglementation.

Un choix dicté par le cadre réglementaire et les conditions locales

L’opérateur choisit l’une ou l’autre de ces options en fonction à la fois de la réglementation et des coûts qui dépendent eux-mêmes des contraintes techniques locales. Ainsi, réinjecter les eaux de reflux dans des aquifères salins profonds prévaut au Texas. Cet Etat compte en effet un très grand nombre de sites de réinjection de ce type. Ce n’est pas le cas en Pennsylvanie, où les distances qui séparent les sites de fracturation hydraulique des sites de réinjection sont beaucoup plus importantes. Transporter par camion les fluides de production serait très coûteux. Ils sont donc envoyés dans des centres de traitement plus proches des puits, avant d’être remis en circulation dans les cours d'eau. En Europe, la réinjection est strictement réglementée et peu pratiquée. Tout site de réinjection doit au préalable obtenir une autorisation règlementaire dont les modalités de mise en œuvre sont précisées par un arrêté préfectoral. L’autorisation, qui demeure exceptionnelle, est donnée pour une durée limitée et soumise à renouvellement. La France compte un seul site de réinjection de fluides issus d’une plateforme chimique à Mourenx, près de Lacq dans le Sud-Ouest[9] (voir dossier thématique "Consommation et gestion de l’eau").

La radioactivité associée aux eaux de reflux

Des éléments radioactifs sont naturellement présents dans l’écorce terrestre. On parle en anglais de "Naturally Occurring Radioactive Material" (ou NORM). Dans les roches sédimentaires, il s’agit pour l’essentiel d’Uranium, de Thorium, de Radium, de Potassium et de Baryum. Ces éléments ont tendance à se concentrer naturellement dans les roches argileuses (riches en matière organique favorisant des conditions dites réductrices, elles sont propices au dépôt d'éléments radioactifs naturels). Lorsque les eaux souterraines traversent ces roches, elles entraînent avec elles les éléments radioactifs les plus solubles, en premier lieu le 226Ra (radium) et dans une moindre proportion le 40K (potassium). Par le même mécanisme, la fracturation hydraulique libère ces mêmes radioéléments naturels des argiles. On en retrouve donc de faibles proportions dans les eaux de reflux[10].

  • Des niveaux à relativiser

La teneur en radioéléments naturels des eaux récupérées après fracturation hydraulique est variable suivant les gisements. Elle est généralement supérieure à celle des eaux des aquifères. Pour les schistes du Barnett (Etats-Unis) et les schistes Silurien (Pologne), la concentration en 226Ra (radium) est par exemple sept fois plus élevée dans les eaux de reflux que dans les eaux souterraines correspondantes[11].

  • Sans danger pour la santé

Lors de toute opération de fracturation hydraulique, la radioactivité des eaux de reflux est mesurée et sa conformité aux seuils réglementaires d’exposition vérifiée. Son niveau est variable d’un site à l’autre, mais demeure très faible. En Europe, les eaux de reflux ne sont pas destinées à être rejetées dans la nature sans traitement ; en conséquence n'est exposé à la radioactivité de ces eaux que le personnel qui travaille sur le site et sur les sites de traitement. En France, l'Article R4451-7 du Code du travail précise les responsabilités de l’employeur en matière de radioprotection[12].

Source : "Doses efficaces et limites réglementaires" - Institut de Radioprotection et de Sûreté Nucléaire (IRSN).
 

Aux Etats-Unis, la récupération des eaux de reflux des schistes du Barnett expose le personnel travaillant sur le site à une dose de rayonnement à hauteur de 0,1 millisievert (mSv) par an10, qui est très inférieure aux normes réglementaires (la USNRC - US Nuclear Regulatory Commission – fixe à 50 mSv par an la dose de rayonnement maximale admissible pour les travailleurs exposés). Par comparaison, chaque habitant du territoire français reçoit en moyenne une dose totale de l’ordre de 2,4 mSv par an, due à la radioactivité naturelle des roches, de l’eau et de l’air, comme l'illustre le tableau ci-contre[13]. Et pour un niveau inférieur à 100 mSv par an, aucun effet à long terme sur la santé n’a été démontré[14].

[1] La bauxite est une roche composée essentiellement d’aluminium. Sa dureté est assez faible. Le frittage est un procédé industriel permettant, en chauffant une poudre sans la mener jusqu’à la fusion, de souder les grains entre eux, assurant ainsi la cohésion de ces billes de proppant.
[2] Les émulsions sont souvent composées du mélange d'une phase aqueuse et d'une phase huileuse. Une émulsion "directe" est composée d'une phase huileuse dispersée dans une phase aqueuse. Une émulsion "inverse" est composée d'une phase aqueuse dispersée dans une phase huileuse.
[3] Site Internet : Wikipédia
[4] Fiche toxicologique - Institut National de Recherche et de Sécurité (INRS). 
[5] Site Internet : Fracfocus.org - "What Chemicals Are Used".
[7] Il est assez difficile de "casser" les gels à 100%, d'où un endommagement résiduel (par colmatage) des formations qui viennent d'être fracturées hydrauliquement avec un fluide gélifié.
[8] Cecilia Jamasmie - "Nova Scotia to use fracking waste at cement plant" - Site Internet : Mining.com - 29 Octobre 2014.
[10] Philippe Charlez, Pascal Baylocq et Bernard Tardieu (préfacier) - "Gaz et pétrole de schiste en questions" - Editions Technip, Paris, 2014 - 225 p - ISBN : 978-2-7108-1148-0.  
[11] S. Almond, S. A. Clancy, R. J. Davies, F. Worrall - "The flux of radionuclides in flowback fluid from shale gas exploitation" - Centre for Research into Earth Energy Systems (CeREES), Department of Earth Sciences, Science Labs, Durham University, Royaume-Uni - 2014 - 9 p.
[12] Réglementation sur la radioprotection -Institut de Radioprotection et de Sûreté Nucléaire (IRSN) - Mise à jour le 4 avril 2015.
[13]  "Les conséquences des rayonnements ionisants au niveau de l’organisme"Institut de Radioprotection et de Sûreté Nucléaire (IRSN).
[14] Base de connaissances - Institut de Radioprotection et de Sûreté Nucléaire (IRSN).

3 / QUELQUES ORDRES DE GRANDEUR

Eau

Pour chaque opération de fracturation hydraulique environ 2 000 m3 d’eau sont nécessaires, soit l’équivalent d’une piscine olympique.

Sable

• Les besoins en sable naturel pour chaque opération de fracturation hydraulique avoisinent les 200 tonnes.
• La quantité globale par puits peut atteindre 2 000 tonnes ; à titre de comparaison, 1 km d'autoroute consomme 30 000 tonnes de sable[15].
• Un camion de 38 tonnes de PTAC (Poids Total Autorisé en Charge), correspondant au semi-remorque le plus couramment utilisé par les entreprises de granulats, transporte une charge utile de 26 tonnes : pour un puits comprenant 10 opérations de fracturation, il faudra donc 77 camions pour acheminer le sable nécessaire.

[15] Matthieu Combe - "Vers une disparition des plages en 2100 ?" - Site Internet : Natura-Sciences.com - 28 mai 2013.

4 / RÉGLEMENTATION

La règlementation Européenne sur les substances chimiques

C’est essentiellement la réglementation européenne REACH (règlement n°1907/2006), entrée en vigueur en 2007 pour sécuriser la fabrication et l’utilisation des substances chimiques dans l’industrie européenne, qui fait loi dans ce domaine. Il s’agit de recenser, d’évaluer et de contrôler les substances chimiques fabriquées, importées, mises sur le marché européen. D’ici 2018, plus de 30 000 substances chimiques seront ainsi connues et leurs risques potentiels établis ; l’Europe disposera ainsi des moyens juridiques et techniques pour garantir à tous un haut niveau de protection contre les risques liés aux substances chimiques.

Elle oblige les utilisateurs de tout produit chimique à les déclarer au-delà d’un certain seuil de quantité utilisée ou produite par an et leur demande de respecter les procédures et les normes en vigueur pour chacun d’eux. C’est une réglementation relativement récente en Europe, très contraignante dans l’industrie chimique qui en est la première concernée. Elle s’applique également à tous les opérateurs utilisant des produits chimiques.

Les Directives Européennes sur l'eau

En ce qui concerne le traitement des fluides de production, on peut se référer à la Directive Européenne Cadre sur l'Eau datée d'octobre 2000 ("DCE", réf. 2000/60/CE) qui fixe le cadre général d'une politique communautaire dans le domaine des eaux à la fois superficielles et souterraines (voir dossier thématique "Consommation et gestion de l’eau").

En France, en matière de traitement, qu'il s'agisse d'un recyclage sur site, d'un envoi par camion sur une station de traitement d'eaux industrielles non dédiée ou d'un envoi sur une station de traitement d'eaux industrielles, les autorisations sont données par arrêtés préfectoraux instruits par les DREAL, qui s'appuient pour la partie eau sur les Agences de l'eau.

5 / CONCLUSION

Les fluides de fracturation comportent de façon générale essentiellement de l’eau (90%), des proppants (9%) et, dans une très faible proportion, des additifs (1%). Leur quantité dépend des caractéristiques du puits, mais aussi et surtout de celles de la roche mère qui est l'objet de la fracturation hydraulique : gélifiants pour faciliter le transport du sable dans les fissures, réducteurs de friction pour faciliter la propagation du fluide de fracturation, biocides pour éviter l’activité bactérienne dans le puits, anticorrosifs pour préserver les parois métalliques et les tubes de production. 

Bien que beaucoup de ces additifs soient communément présents dans de nombreux produits de consommation courante (détergents, désinfectants, cosmétiques, agro-alimentaire), certains présentent un risque de toxicité : les opérateurs sont bien conscients des inquiétudes que leur usage suscite. Ils cherchent à en réduire l'usage ainsi qu’à privilégier des produits biodégradables, non nocifs pour l'environnement et sont de plus en plus nombreux à s’engager à la plus grande transparence sur la nature des composants utilisés. De nombreuses initiatives, telles que le site fracfocus.org, permettent ainsi de rendre accessibles au public les informations relatives à chaque puits ayant été fracturé hydrauliquement.

Cette démarche vaut également pour la gestion des fluides de production dont les effluents, chargés de divers éléments (particules en suspension, composés organiques, sables, sédiments), vont être traités selon des processus classiques et éprouvés de l’industrie pétrolière. Ils peuvent aussi être recyclés sur place et réutilisés pour des opérations ultérieures de fracturation, mis à disposition d’autres industries, ou enfouis dans des sites dédiés et soumis dans ce cas, à une règlementation encore plus stricte.

Parmi les éléments remontés par les fluides peuvent se trouver des traces d’élements radioactifs. Il s’agit de composants naturels présents dans les roches, les « NORM » (Naturally Occurring Radioactive Materials) dont les niveaux de radioactivité restent très faibles et n'exposent de façon générale à aucun danger particulier, mais ce niveau de radioactivité est toujours contrôlé en Europe.

Les règlementations mises en place permettent d'encadrer les usages des additifs et évoluent tant aux Etats-Unis qu'en Europe afin d'en assurer une mise en œuvre de plus en plus sûre.

6 / RÉFÉRENCES

Chemicals used in hydraulic fracturing

Date : Avril 2011

Auteurs : Henry A. Waxman, (Committee on Energy and Commerce), Edward J. Markey (Committee on Natural Resources), Diana DeGette (Subcommittee on Oversight and Investigations) - United States House of Representatives, committee on energy and commerce, minority staff

Cette analyse, déjà un peu ancienne (2011), faite au niveau national des Etats-Unis (Chambre des Représentants), passe en revue les diverses catégories et volumes de produits chimiques utilisés lors des fracturations hydrauliques.

The flux of radionuclides in flowback fluid from shale gas exploitation

Date : 18 juin 2014

Auteurs : Almond S., Clancy S.A., Davies R.J., Worrall F - Centre for Research into Earth Energy Systems (CeREES), Department of Earth Sciences, Durham University, Science Labs, Durham DH1 3LE, UK

Cette étude analyse le flux de radioactivité dans les eaux de reflux de production de gaz de schiste dans trois bassins : les argiles du Carbonifère du Bowland en Grande Bretagne ; les argiles du Silurien en Pologne ; les argiles du Carbonifère du Barnett shale aux Etats-Unis. Le flux radioactif de ces bassins a été estimé d'après le nombre de puits développés ou en développement, les volumes de reflux par puits et la concentration en K (Potassium) et Ra (Radium) dans les eaux de reflux.

Review of the Potential Public Health Impacts of Exposures to Chemical and Radioactive Pollutants as a Result of Shale Gas Extraction

Date : Octobre 2013

Auteurs : Public Health England

Le Centre des Risques de Radiation, Chimiques et Environnementaux (CRCE – Centre for Radiation, Chemical and Environmental Hazards) du Département de la Santé de Grande Bretagne analyse les impacts sur la santé de l'exposition aux polluants chimiques et radiologiques issus de l'exploitation des gaz de schiste.

 

FIN D’ACTIVITÉ :
DEVENIR
DES SITES

FIN D’ACTIVITÉ : DEVENIR DES SITES

1/ FIN D'ACTIVITÉ ET DEVENIR DES SITES - EN BREF

La fin de l’exploitation d’un gisement d’hydrocarbures, conventionnel ou non, donne lieu, notamment en Europe, à une réhabilitation du site et à la restitution des sols loués pendant la période d’activité, à leurs propriétaires.

L'ANALYSE DU CHNC

1 / FIN D'ACTIVITÉ ET DEVENIR DES SITES - EN BREF

La fin de l’exploitation d’un gisement d’hydrocarbures, conventionnel ou non, donne lieu, notamment en Europe, à une réhabilitation du site et à la restitution des sols loués pendant la période d’activité, à leurs propriétaires. Cette opération implique l'enlèvement de toutes les installations mises en place pour les besoins des opérations industrielles, qu'il s'agisse de travaux de génie civil (routes, aires diverses, etc…) ou de superstructures (bâtiments, stockages, etc…) : toutes les installations sont ainsi démantelées. Les forages existants sur le site sont tous définitivement bouchés : la pose de bouchons de ciments a pour but d'isoler les différentes formations géologiques et assurer la meilleure étanchéité possible dans le puits d'une part et avec la surface d'autre part. Aucune structure ne subsiste au niveau du sol. A ce démantèlement des installations fait suite une reconstitution paysagère, afin de restituer le site dans l'état où il se trouvait avant les opérations : la remise en état du site nécessite de remettre en place les sols, la végétation et le paysage dans une configuration identique à l’origine. De cette façon, toute trace de l'activité sur le site est effacée et un retour à l'état qui prévalait avant les opérations est effectué.

Il en va de même pour les sites temporairement occupés lors de la phase d'exploration.

Cette remise en état est l’aboutissement d’un processus réglementé et planifié avant même le démarrage même de l’activité. Toute activité opérationnelle dans le cadre des hydrocarbures, conventionnels ou non (exploration, développement, production) fait l’objet d’études systématiques préalables : il s'agit d'une part de la description détaillée de l'état initial du terrain qui va être occupé et de son environnement ("Baseline Study") et d'autre part du recensement des impacts que le projet va générer tout au long de son exécution (étude d’impact). Ces études sont un élément déterminant, tant pour prendre les mesures nécessaires à la réduction des impacts, qu'à la remise en état des sites à la fin de l'activité.

2 / FIN D'ACTIVITÉ ET DEVENIR DES SITES : UN RETOUR A L'ÉTAT INITIAL

Le retour à l'état initial repose sur trois phases :

  • Avant le début des travaux d'exploration – production, des études d’impact et environnementales obligatoires constituent un état des lieux initial, qui sert de référence pour la remise en état ;

  • Une étape préliminaire permet de réaliser le bouchage définitif de tous les forages présents sur le site ;

  • La remise en état du site peut alors commencer, avec son nettoyage, qui implique le démantèlement de toutes les installations existantes, puis la reconstitution paysagère, qui va permettre la restauration du site dans son état initial ; le site est alors restitué à ses propriétaires auxquels ils ont été loués.

2.1 Etudes d’impact et environnementales

Avant tout démarrage des travaux, chaque projet d'exploration – production est soumis à une évaluation précise, détaillant les risques pouvant survenir sur le terrain ainsi que les effets qu’ils pourraient engendrer, notamment pour le personnel, les communautés riveraines et l’environnement. Cette étude d’impact intègre les particularités du contexte, analyse les conséquences de l'activité dans leur nature, leur durée  et leur ampleur et détermine les mesures à prendre pour y répondre. Cette étude fait ensuite l'objet de contrôles et de révisions au long de la vie du projet, de façon à prendre en compte les éventuels écarts qui pourraient avoir lieu par rapport aux prévisions et à y remédier.

Parallèlement, dès l’obtention du permis d’exploration ou d’exploitation, une équipe de spécialistes de l’environnement réalise un recensement spécifique de l'état initial du terrain, sous forme de "baseline study" et d'études environnementales, qui procèdent à l’inventaire de la faune, de la flore et des écosystèmes, ainsi qu’à la cartographie de l’occupation des sols. Ces documents permettent de préciser également les dispositions à prendre lors de la restitution du site, étape ultime d’un processus enclenché avant que les opérations ne démarrent.

Cette procédure – qui s’apparente au processus d'état des lieux d’entrée et de sortie d’un bien immobilier – constitue une référence pour concevoir les projets en tenant compte des particularités du contexte, en mesurant les divers impacts dans la durée et en fixant le processus de restitution optimale du site.

La figure ci-dessus résume, depuis l’exploration à l’abandon du champ, les étapes clés de la vie d’un gisement et les études d’évaluation initiale et d’impact qui s’y rapportent[1] ; il s'agit d'un schéma général pour les hydrocarbures conventionnels ; les hydrocarbures non conventionnels s'inscrivent dans la fourchette basse des durées indiquées ici.

2.2 Le bouchage définitif des puits

A la fin des activités d'exploration – production et avant la remise en état du site, il est procédé au bouchage définitif des puits qui y ont été forés, après avoir vérifié leur étanchéité et l’absence de fuite. Une opération complexe, mais courante. En effet, une quantité innombrable de sites dans le monde ont déjà été rendus dans leur état initial après exploitation.

Pour mieux comprendre le déroulement du processus d'abandon définitif d’un puits, il convient d'en rappeler la structure, complexe : celle-ci comporte une série de tubes d’acier emboités les uns dans les autres (les "casings"), cimentés entre eux et au terrain sur plusieurs milliers de mètres de profondeur et matérialisés en surface par une ouverture de 60 à 70 centimètres de diamètre, sur lequel est fixé une tête de puits. Cette ouverture correspond à l'émergence en surface de la colonne de casings.

Boucher définitivement un puits consiste à installer des bouchons de ciment à différents niveaux – des barrières étanches de 100 à 150 mètres de hauteur – successivement tout au long de la profondeur du forage.

La finalité de ces travaux est d’éviter tout risque de pollution des aquifères d’eaux douce dans le sous-sol d'une part et d’assurer une étanchéité totale en surface d'autre part. Pour cela, il faut isoler la couche géologique contenant les hydrocarbures des différentes formations qui l’entourent, cela sur plusieurs niveaux. Le but est d'empêcher toute remontée d’hydrocarbures (pétrole ou gaz) à l'intérieur du puits et de protéger à la fois les nappes d'eau douce et la surface du sol.

Cette opération implique l’intervention d’un appareil de forage qui vient se positionner sur le puits : il faut alors démonter le tubing de production s'il est en place, ou reforer les éventuels bouchons provisoires qui auraient pu être posés, avant de faire un état des lieux complet et de procéder à sa fermeture définitive.

Une fois l’opération terminée, des mesures de pression sont réalisées sur une période allant de six mois à un an. Si aucune anomalie n’est observée, l’étanchéité étant assurée, la tête de puits (ensemble de vannes de surface) est démontée.

Après avoir découpé à une profondeur de six mètres sous la surface du sol l'ensemble des casings emboités et cimentés, ce tronçon de colonne est extrait du sol, afin que le terrain puisse être totalement restitué dans son état naturel initial.

La phase de réhabilitation du site peut alors commencer, afin de restituer le terrain dans son état d’origine (terre agricole, terrain naturel ou urbain).

"Best practices" et solutions alternatives

Une réflexion est menée pour utiliser des solutions alternatives au ciment, dont on connait mal la tenue dans le temps, difficilement évaluable. Les règlementations appellent à la mise en œuvre de "best practices", c’est-à-dire à l'utilisation des meilleures technologies disponibles au moment de leur mise en œuvre. Les études menées en permanence dans un but d'amélioration, permettent de préparer des solutions plus pérennes, notamment l’ouverture dans le puits de "fenêtres", en profondeur (portions où la totalité des casings et ciments emboités est supprimée par meulage) ; cela permet ainsi de s’affranchir localement d’une partie du "mille-feuille" servant d’isolation (succession ciment-acier-ciment-acier, qui constitue un point de faiblesse en matière d'étanchéité) et de sceller localement l’excavation par un seul bouchon homogène venant directement au contact de la formation géologique.

Une telle fenêtre doit être créée au droit de formations géologiques naturellement imperméables, comme des argiles, de façon à ce que l’étanchéité mise en place se combine avec l’étanchéité naturelle du milieu.

La réflexion menée porte également sur la nature même du ciment utilisé : le bouchon de ciment pourrait être remplacé par une argile mise en place et fortement compactée dans le puits, assurant ainsi une meilleure adhérence avec le terrain et une étanchéité naturelle. L'argile utilisée pourrait être de la bentonite, une argile naturelle couramment utilisée par l'industrie pétrolière dans la constitution des boues de forage. Une telle solution permettrait d'éliminer le risque de détérioration avec le temps des ciments et une perte d’étanchéité à long terme, car les argiles choisies seront compatibles et capables de se mettre en continuité avec celles du milieu naturel. Cette opération serait répétée autant de fois que nécessaire sur toute la hauteur du puits.

2. 3 La remise en état du site

Elle s’organise en trois grandes étapes : une phase où l’on débarrasse le site de toutes les infrastructures ou éléments amenés sur place pour les besoins des opérations, une phase de reconstitution paysagère et de remodelage du sol et enfin celle de la restitution des terrains. Cette procédure se fait en concertation avec les autorités locales et le propriétaire du site, qui peuvent souhaiter conserver certains équipements.

Nettoyage du site

Tout ce qui a été acheminé ou construit sur place est enlevé, pour remettre le site en état : clôtures, pavements, liners ainsi que les superstructures telles que les cabines, les bureaux, les installations de production et de stockage. Cette opération inclut également les travaux de génie civil, à savoir les pistes ou routes spécialement créées avant le démarrage de la production pour faciliter l’accès au site. Les autorités locales et le propriétaire sont consultés avant cette phase et peuvent, l'un ou l'autre, souhaiter conserver certains de ces équipements (clôtures, chemins d'accès, dispositifs de drainage, etc…). Dans ce cas, les infrastructures conservées leur sont définitivement transférées.

La reconstitution paysagère

Toutes les parties aplanies du site, aménagées pour éviter notamment le ruissellement des fluides pendant les opérations, vont disparaitre : le paysage préexistant va être reconstitué, en remodelant les sols pour rétablir les collines et creux préexistants.

Une fois cette surface remblayée, la remise en état des sols nécessite de ramener de la terre d'origine, le plus souvent jusqu’à un demi mètre d’épaisseur, à des fins paysagères ou de production agricole. Cette étape est importante car elle a pour objectif de permettre à l’écosystème originel de se redéployer, conformément à celui qui a été décrit et enregistré dans la "baseline study". Dans certains milieux naturels, avec des caractéristiques bien spécifiques, l’opérateur aura veillé à enlever et stocker cette terre superficielle, pour mieux la restituer lors de la remise en état, quelques dizaines d’années plus tard. C’est le cas par exemple de tourbières, en Grande Bretagne, en Irlande ou en Pologne… Ce type d’opération n’est pas nécessaire lorsque des sols de nature équivalente se trouvent à proximité.

Enfin survient la dernière étape, celle de la replantation en herbes ou en végétaux de couverture, ou du reboisement, en prenant soin de n'employer que des espèces déjà présentes sur le site, en équilibre avec les écosystèmes locaux. La "baseline study", dans laquelle sont consignés le recensement et l’état de la flore préexistante, fait référence.

[1] Total- Rapport CSR 2013

3 / QUELQUES ORDRES DE GRANDEUR

Nombre et Epaisseur des bouchons de ciments

Leur nombre est très variable en fonction de la géologie locale : entre 2 et 10 bouchons sont généralement nécessaires à la fermeture définitive ; leur hauteur est comprise entre 10 m et  150 m, voire au-delà.

Temps passé sur les différentes phases de bouchage des puits

Il faut en règle générale de 40 à 45 jours pour boucher définitivement un puits.

Le contrôle d’étanchéité des puits dure entre 6 mois et un an.

Une à deux années constitue en moyenne le temps nécessaire à la remise en état d’un site.

4 / RÉGLEMENTATION EN VIGUEUR

Deux règlementations font référence en France, précisant les obligations en matière de bouchages de puits et de restitution des sites.

  • Le titre Forage du Règlement général des industries extractives (RGIE), Article 49, actuellement en cours de révision. Il définit les obligations en matière de bouchage de puits et précise notamment celle de poser des bouchons de 100 à 150 m de hauteur.

  • Le code minier, actuellement en cours de révision. Il prévoit les conditions de restitution d’un site (art. 71-2) : "Après exécution des travaux, l'exploitant est tenu de remettre dans leur état antérieur les terrains de cultures, en rétablissant la couche arable et la voirie".

Avant même le début des opérations, un arrêté préfectoral, "donnant acte de la déclaration d'ouverture de travaux miniers", précise les obligations de l'exploitant en matière d'arrêt définitif des travaux :

D'une façon générale, en France, six mois avant l’arrêt définitif des travaux, préalablement au bouchage du forage et dans tous les cas au plus tard au terme de la validité du titre minier, l’exploitant adresse au préfet et à la DREAL (Direction Régionale de l'Environnement, de l'Aménagement et du Logement) la déclaration de fermeture et d’arrêt définitif des travaux, comportant les éléments réglementaires prévus par les textes au moment de l’arrêt des travaux conformément à l’article L 163-2 du code minier.

L’exploitant procède à la remise en état du site, notamment en rétablissant en tant que de besoin le régime d’écoulement des eaux initial. La remise en état du site doit être faite conformément aux dispositions des articles L.163-1 à L.163-9 du code minier et de l'article 43 du décret n° 2006-649 du 2 juin 2006 relatif aux travaux miniers, aux travaux de stockage souterrain et à la police des mines et des stockages souterrains, portant sur l'arrêt définitif des travaux et d'utilisation d'installations minières et de stockage.

En Europe, la règlementation en matière de forage en général et de bouchage des puits en particulier est en cours d'évolution, avec des directives d’abord européennes, transposables ensuite en droit français : ainsi, une Directive forage est actuellement en cours de transposition au MEDDE (Ministère de l'Ecologie, du Développement Durable et de l'Energie), avec fusion du titre Forage du RGIE dans le même document.

D’une manière générale, la règlementation est plus fournie en Amérique du Nord (USA et Canada) car ces pays disposent d’un nombre considérable de puits, sans aucune mesure avec la quantité de ceux réalisés en Europe. Mais elle est également plus complexe, chaque Etat et Province disposant d'un pouvoir réglementaire propre, ce qui peut induire des obligations différentes d'un endroit à l'autre, tout en respectant une ligne de conduite fédérale. La règlementation n'est pas spécifique aux hydrocarbures non conventionnels et s'applique à tout type d'hydrocarbures.

5 / CONCLUSION

La restitution des sols et la réhabilitation des sites constituent l'étape ultime d'un long processus qui a démarré des années auparavant et qui a pour objectif de supprimer tous les impacts que l'activité industrielle a pu générer sur les sites qu'elle a occupés.

Il s'agit de supprimer toutes les traces de l'activité et de reconstituer le paysage dans ses formes et son habitat, tel qu'il était à l'origine : les puits forés sont définitivement mis en sécurité et bouchés, toutes les infrastructures et les équipements présents en surface sont enlevés ; la couche superficielle du sol est reconstituée et remodelée, le paysage retrouve son aspect initial ; la surface est ensuite replantée avec les espèces autochtones et le tout est rendu à son propriétaire, qui en retrouve l'usage.

Cela n'est possible que grâce à une préparation minutieuse, amorcée au tout début de l'activité industrielle : une étude initiale (ou "baseline study") aura été effectuée, en prenant soin de noter tous les détails constitutifs de l'état du site avant toute intervention (analyse des sols, topographie, recensement de la faune et de la flore).

Que ce soit pour les sites d'exploration ou ceux d'exploitation, cette démarche de remise en état s'applique à toutes les exploitations d’hydrocarbures, conventionnels ou non.

La réglementation et les pratiques des industriels évoluent continuellement dans le sens d’une prise en compte de plus en plus soigneuse de l’environnement.

6 / RÉFÉRENCES

Gouvernement de la province d'Alberta (Canada) - "Reclamation Criteria for Wellsites and Associated Facilities for Cultivated Lands"

Date : Juillet 2013

Gouvernement de la province d'Alberta (Canada) - "Reclamation Criteria for Wellsites and Associated Facilities for Forested Lands"

Date : Juillet 2013

West Virginia Surface Owners’ Rights Organization (WV SORO) - Upshur County Marcellus Shale drilling site, before, during and after drilling

Une illustration de la remise en état d'un site de forage et sa transformation en site de production de gaz de schiste sur le gisement de Marcellus aux Etats-Unis : à consulter sur le site d’une association du bassin de Marcellus aux USA qui œuvre pour la bonne intégration de l’industrie dans l’environnement, tant humain que naturel. On y découvre des photos de sites avant exploitation, puis remis en état à l’identique.

ÉMISSIONS
DE GAZ À EFFET
DE SERRE

ÉMISSIONS DE GAZ À EFFET DE SERRE

1/ ÉMISSIONS DE GAZ À EFFET DE SERRE EN BREF

Ce dossier technique se base sur les retours de l'expérience américaine en matière d'exploitation de gaz et pétroles de schiste, qui y a connu un développement exponentiel depuis le milieu de la première décennie des années 2000.

L'ANALYSE DU CHNC

1 / ÉMISSIONS DE GAZ À EFFET DE SERRE EN BREF

Ce dossier technique se base sur les retours de l'expérience américaine en matière d'exploitation de gaz et pétroles de schiste, qui y a connu un développement exponentiel depuis le milieu de la première décennie des années 2000.

Comme toute activité industrielle, l'exploitation des Hydrocarbures non conventionnels (HNC) libère dans l’atmosphère des gaz à effet de serre (GES). Le méthane (CH4), principal composant du gaz naturel et le dioxyde de carbone (CO2), qui est un gaz de combustion, en sont les principaux contributeurs.

Tout au long de la chaine de production et distribution des HNC, les différentes activités sont à l’origine d’émissions, parmi lesquelles on distingue :

  • Les émissions liées à l’exploitation des gaz et pétroles de schiste, depuis la phase initiale de production jusqu'à leur transport et leur distribution.
    Les émissions interviennent à la mise en production des hydrocarbures lors du processus de séparation des effluents de production (fluide de fracturation et gaz ou pétrole) ; sur les réseaux d’acheminement du gaz, ce sont essentiellement des fuites qui en sont à l'origine.

  • Les gaz d'échappement des moteurs, pour la plupart Diesel, utilisés sur le site : il s'agit des camions transportant les matériels et matériaux d’exploitation, des pompes utilisées pour le forage et la fracturation hydraulique, ainsi que des générateurs électriques éventuellement utilisés.

La nature de ces émissions n'est pas différente de celles observées sur les exploitations d'hydrocarbures conventionnels car les gaz émis sont identiques. Il s’agit essentiellement du méthane (CH4), et du gaz carbonique (CO2).

Le grand nombre de puits et les techniques utilisées pour exploiter les HNC ont conduit l'administration américaine à renforcer progressivement la législation en vigueur, notamment par l’utilisation de séparateurs fermés, obligatoires pour toute nouvelle installation depuis le 1er janvier 2015 : cette règlementation impose désormais d'utiliser un dispositif de capture des gaz à la sortie des puits, lors des opérations de mise en production, au lieu des cuves ouvertes majoritairement utilisées jusqu’alors pour dissocier le gaz de l’eau et des autres composants.

En revanche, les fuites éventuelles liées aux réseaux de transport et distribution sont plus difficiles à traiter, du fait de la très grande longueur des gazoducs déjà installés sur tout le territoire des Etats-Unis (plus de 1.5 million de miles[1], soit plus de 2.4 millions de km de réseau de transport et distribution), mais des efforts importants sont réalisés également dans ce domaine.

[1] "U.S. Greenhouse Gas Inventory Report: 1990-2013" - Agence américaine de protection de l’environnement (EPA) - Avril 2015 - 564 p. 

2 / DÉVELOPPEMENT

Gaz à effet de serre (GES)

Les gaz à effet de serre (GES) sont des gaz qui absorbent partiellement le rayonnement infrarouge émis par la surface de la terre, en le réémettant en partie vers l’espace et en partie vers la terre, ce qui augmente la température au sol.

Plus d’une quarantaine de gaz à effet de serre ont été recensés par le Groupe Intergouvernemental d’Experts sur l’Evolution du Climat (GIEC). Parmi les principaux figurent la vapeur d'eau (H2O), le méthane (CH4) et le dioxyde de carbone (CO2), à lui seul responsable de l’essentiel de l'effet de serre (à hauteur de 80% pour l’effet de serre total, mais à 56% de l’effet de serre additionnel[1] contribuant au changement climatique).
 


Méthane ou dioxyde de carbone … quel est le gaz à l’effet de serre le plus puissant ?

La réponse n’est pas si simple car elle dépend de la période de référence considérée, et les mesures d’impact font l’objet de débats au sein de la communauté scientifique.

Pour les appréhender, on a recours à deux types de grandeurs :

  • Le Potentiel de Réchauffement Global (PRG) ou Global Warming Potential (GWP), qui mesure la capacité d'un gaz à contribuer au réchauffement (les gaz ont un PRG très variable selon leur composition : si l'on attribue au CO2 un PRG de 1, le méthane a alors un PRG de 25 (récemment réévalué par le GIEC à 34), donc environ 30 fois supérieur à celui d'une même quantité de CO2) ; de plus, le PRG est défini sur un intervalle de temps donné (en général 100 ans, parce que cela correspond à la durée de vie du CO2, mais cela peut être 10 ou 20 ans et dans ce cas les valeurs du PRG sont différentes, en l’occurrence 108 pour 10 ans et 86 pour 20 ans dans le cas du méthane, contre 34 pour 100 ans) ; l'intervalle de temps considéré est un élément très important et il est nécessaire de bien le définir dans les études comparatives (c'est d'ailleurs une source de discussions entre les experts).

Pour comparer l'effet de serre des différents gaz entre eux, les scientifiques raisonnent "en équivalent CO2" qui prend en compte une période de référence de 100 ans. On considère ainsi que 1 million de tonnes de méthane équivalent à 30 millions de tonnes de CO2.

  • Leur temps de résidence dans l’atmosphère, c'est-à-dire le temps nécessaire pour que leur concentration diminue de moitié : le CO2 a une durée de séjour de 100 ans, le méthane de 8  à 12 ans.

Le méthane a donc un effet de serre plus puissant que le dioxyde de carbone (CO2) ; celui-ci est cependant le principal contributeur des GES additionnels[2], car il est émis en plus grande quantité.

Deux grandes sources d’émissions de gaz à effet de serre dans l’industrie pétrolière

Les émissions de gaz à effet de serre par l'industrie du pétrole et du gaz sont d’une part liées au processus même de l'activité tout au long de la chaine, depuis l'exploitation jusqu'à la distribution du gaz et d’autre part, aux moteurs Diesel utilisés sur les sites d’exploitation pendant les phases d’exploration et de développement.

2.1 Emissions de gaz à effet de serre le long de la chaine de production - distribution des Hydrocarbures Non Conventionnels :

Le gaz en question est ici essentiellement le gaz naturel, en l’occurrence du méthane (CH4), avec, dans une plus faible proportion, de l'éthane (C2H6), voire du propane (C3H8) et du butane (C4H10).

Les fuites de gaz dans l'atmosphère sont de deux ordre : structurelles, car inhérentes au processus d’exploitation, ou fortuites, c’est-à-dire non intentionnelles et liées à des défaillances de la structure.

2.1.1 Les émanations structurelles 

Au tout début de la mise en production intervient la phase de dégorgement du puits, celle ou reflue vers la surface l’eau injectée pour la fracturation hydraulique, mêlée aux hydrocarbures (gaz et pétrole issus du gisement) ainsi qu’aux différents résidus de sable et autres minéraux que l’on doit séparer.

L'opération de séparation de ces effluents[3] intervenait jusqu’ici en milieu ouvert, c’est-à-dire dans des cuves ouvertes à l’air libre, où les gaz se dispersent dans l’atmosphère, le temps nécessaire à la stabilisation de la production d'hydrocarbures et à leur évacuation dans les réseaux de transport, soit une durée de quelques jours. Beaucoup d'installations ne sont en effet pas toujours conçues pour permettre dès la mise en production la capture de ces gaz, qui sont donc libérés dans l'atmosphère. Ceci reste vrai pour beaucoup d'installations antérieures à 2012.

Sur l'ensemble des installations, mais plus particulièrement celles liées au transport du gaz, il faut noter l'importance des émanations à partir des vannes pneumatiques qui jalonnent les canalisations : ce sont des vannes qui fonctionnent en utilisant l'énergie fournie par la pression régnant dans les canalisations et qui libèrent à chaque opération d’ouverture/fermeture une petite quantité de gaz dans l'atmosphère.

Des émanations se produisent également lors de la purge des installations (en anglais, "gas venting"), une intervention qui s’avère parfois nécessaire pour libérer le gaz contenu à l’intérieur des canalisations, avant une opération de maintenance par exemple. Cette opération peut être comparée aux purges effectuées dans les canalisations d’eau lorsque l’on doit intervenir pour réparer une fuite d’eau.

Afin de limiter l'effet de serre des émissions de méthane, celui-ci peut être "torché", c’est-à-dire "brûlé à la torche" et - sous l’effet de la combustion - se transformer en dioxyde de carbone (CO2), qui est un gaz à effet de serre moins puissant que le méthane. Dans le jargon professionnel, cette opération est appelée "gas flaring".

Quand doit-on brûler le gaz à la torche ?
Quatre opérations peuvent entraîner le brûlage à la torche :
• Le brûlage de démarrage : le gaz est brulé, le temps de régler l'ensemble des installations en début de production ; dans le cas des hydrocarbures non conventionnels, cette opération intervient lors des opérations de reflux précédant la mise en production ;
• Le brûlage de routine : le gaz associé à la production de pétrole est enflammé en continu- en l'absence de solutions alternatives ;
• Le brûlage opérationnel : le gaz est brûlé lors d’arrêts programmés ou accidentels des installations ;
• Le brûlage de sécurité : le gaz est évacué des installations en cas d'accumulation dangereuse, et enflammé immédiatement ; ce type de brûlage est rare mais difficilement évitable.
 

 

La solution alternative : les séparateurs fermés ou "green completion" :

Source : "Example of Green Completion Equipment" - Fracmaster USA.
 

Pour éviter la dispersion des gaz dans l’atmosphère, les opérateurs ont désormais recours à des séparateurs fermés, appelés "green completion" ou encore "Reduced Emission Completion - REC[4]", dans le langage courant des opérateurs.

Cette technologie récente a été mise en place pour limiter les rejets de gaz naturel dans l'atmosphère lors du dégorgement des puits. Le gaz, une fois séparé de l’eau et des autres effluents est récupéré et évacué dans les réseaux de collecte ; si ceux-ci ne sont pas immédiatement disponibles, il est brulé par torchage dans l'attente de pouvoir être évacué.

2.1.2 Les émanations fugitives

Ces émanations sont fortuites, c’est-à-dire qu’elles sont libérées dans l'atmosphère de façon non intentionnelle. Elles sont le fait de fuites de différentes natures, les plus classiques étant liées à la vétusté des installations (corrosion, soudures défaillantes…).

Les émanations fugitives des forages

  • Condensats et "plunger lifts"

Dans certains gisements de gaz de schiste se trouvent des condensats, hydrocarbures liquides associés au gaz et produits avec celui-ci : ils ont tendance à s’accumuler dans le puits et il faut les évacuer pour ne pas compromettre la production du gaz.

On faisait appel jusqu’à présent à des techniques telles que celle du "gas-lift" pour les faire remonter à la surface, mais cette opération peut engendrer des fuites de gaz. On privilégie désormais le système des "plunger lifts", des pompes autonomes équipées d'un piston mécanique fonctionnant en circuit fermé avec la seule pression du gaz produit. Cette nouvelle technologie permet de réaliser une économie substantielle d'énergie et offre une excellente étanchéité, contribuant ainsi à diminuer les fuites de GES.

  • Les défauts d’étanchéité des puits

Autre cas de figure, les fuites de méthane de certains puits présentant un défaut d'étanchéité lié à la mauvaise cimentation des casings (tubes installés dans le puits de forage). Du gaz peut se glisser dans les interstices liés à des défauts de cimentation et remonter le long du forage. Si de telles fuites ont été décrites  à l'occasion de rares cas de pollution des aquifères superficiels (cf dossier technique "Protection des aquifères superficiels : état des lieux"), elles n'ont jamais pu être mises en évidence pour démontrer une fuite de gaz vers l'atmosphère.

Les émanations fugitives des réseaux d’acheminement du gaz

Outre ces fuites à partir des puits de production, on constate d’autre type d’émanations en provenance des réseaux de raccordement, de transport (longs de plusieurs milliers de kilomètres) et de distribution du gaz. L’ensemble des canalisations est jalonné de compresseurs et d'équipements qui peuvent laisser échapper le gaz lorsqu’ils fuient.

La vétusté de certaines canalisations peut également être mise en cause (rouille, défaut de soudures etc…) ; dans les réseaux de distribution, l'utilisation croissante de canalisations en plastique permet de pallier ces défauts.

Mais la très grande longueur des gazoducs déjà installés à travers le territoire des Etats-Unis (au total plus de 1.5 millions de miles[5], soit plus de 2.4 millions de km, dont 500 000 km de plus depuis 1990), évacuant à la fois les gaz conventionnels et non conventionnels, rend difficile et à long terme les opérations de détection et de colmatage des fuites.

2.2 Emissions de gaz à effet de serre en provenance des moteurs Diesel (gaz d’échappement)

En phase d’exploration et de développement des exploitations d'hydrocarbures, l’activité est intense sur les sites et de très nombreux moteurs Diesel sont utilisés : ceux des camions de transport qui acheminent les matériels et matériaux nécessaires, mais aussi des pompes utilisées lors du forage et pour la fracturation hydrauliques, ainsi que ceux, éventuels, des générateurs électriques. Ces moteurs sont une source non négligeable de CO2.

En lieu et place des moteurs Diesel, les opérateurs privilégient de plus en plus une motorisation électrique afin d’actionner sur les chantiers les nombreux moteurs et pompes, utilisés notamment pour la fracturation hydraulique.

Un autre axe de progrès consiste à mettre en place dans la mesure du possible des conduites pour acheminer l’eau sur le site, plutôt que d’avoir recours à un transport par camions fonctionnant au gazole.

2.3 Emissions de gaz à effet de serre (GES)[6] aux Etats-Unis

Une étude récente de l'EPA, publiée en février 2015, fait état de nouvelles données statistiques ainsi que d’analyses très détaillées, sur les émissions de l'industrie du gaz naturel ainsi que de l'industrie du pétrole aux Etats-Unis, pour les hydrocarbures conventionnels et non conventionnel dans leur ensemble, sans distinction :

2.3.1. Les émissions de GES par l’industrie du gaz naturel (C02 et CH4) aux Etats-Unis

Pour mémoire, la production de gaz naturel aux Etats-Unis[7] s'est élevée en 2013 à 689 milliard de m3.

Les émissions de dioxyde de carbone (CO2) se sont élevées à 37.8 millions de tonnes (Mt) en 2013, soit une augmentation de moins de 1% par rapport à 1990. Il s'agit essentiellement du CO2 issu des moteurs Diesel et des opérations de brûlage par torchage.

Activités 1990 2005 2009 2010 2011 2012 2013
Emissions de CO2 par l'industrie du gaz naturel (Mt CO2)
Production sur site 9.8 8.1 10.9 10.9 14.0 13.2 15.9
Traitement 27.8 21.7 21.2 21.3 21.5 21.5 21.8
Transport et stockage 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1
Distribution + + + + + + +
TOTAL 37.7 29.9 32.2 32.3 35.6 34.8 37.8

+: émissions < 0.1 Mt CO2

Les émissions de méthane (CH4) se sont élevées à 159.9 millions de tonnes (Mt) d'équivalent CO2 en 2013. Il s’agit du méthane produit par les industries d’hydrocarbures conventionnels et non conventionnels, lors des opérations de production (forage), de traitement (exploitation) puis de transport et de distribution. En 2013, on observe une diminution de 9% par rapport à 1990 (cf tableau ci-dessous). Cette baisse est essentiellement attribuée aux activités de production et de transport / distribution, notamment par l'utilisation croissante d'équipements de production dits "verts" et de pompes de type "plunger lift" au lieu de "gas-lift", ainsi que du remplacement partiel de pipelines métalliques par des matériaux en plastique.

Activités 1990 2005 2009 2010 2011 2012 2013
Emissions de CH4 par l'industrie du gaz naturel (Mt equivalent CO2)
Production sur site 55.4 71.0 64.4 59.2 54.2 52.8 49.5
Traitement 21.3 16.4 19.2 17.9 21.3 22.3 22.7
Transport et stockage 58.6 49.1 52.7 51.6 53.9 51.8 54.4
Distribution 39.8 35.8 34.1 33.5 32.9 30.7 33.3
TOTAL 175.1 171.9 170.4 162.2 162.3 157.6 159.9

NB: les valeurs des émissions sont présentées en unités de masse équivalente de CO2 en utilisant les valeurs de l'IPCC AR4 GWP. Les valeurs représentent le CH4 émis dans l'atmosphère (le CH4 qui est capturé, brûlé, etc. et non émis dans l'atmosphère n'est pas pris en compte dans ce tableau).

Analyse des émissions par activité : production, traitement, transport et stockage

  • les activités de production de gaz naturel

Méthane CH4 - Ces activités ont contribué à hauteur de 31% des émissions de méthane de l'industrie du gaz naturel (conventionnel et non conventionnel) aux Etats-Unis, soit 49.5 Mt d'Equivalent CO2 et ont connu une baisse moyenne de 11% sur la période allant de 1990 à 2013. Un résultat qui doit être compris de la façon suivante : d’abord en hausse, de 1990 à 2007, car liées au démarrage de la production des gaz et pétrole de schistes, les émissions évoluent ensuite à la baisse (35%), entre 2007 et 2013, suite à la mise en œuvre de procédés plus respectueux de l’environnement : le recours au torchage – remplaçant le dégazage à l'air libre – puis l’usage croissant d'équipements de production dits "verts" (en anglais "green completion" ou "complétions vertes"). Parmi eux, les pistons élévateurs ("plunger lifts"), qui permettent d’éviter les fuites de gaz lors de l’évacuation des liquides accumulés dans le puits, en les faisant remonter à la surface sans générer de perte de gaz.

Dioxyde de carbone CO2 - Les activités de production sont à l’origine de 15.9 Mt, soit 42% des émissions de CO2 par l'industrie du gaz naturel, un chiffre en croissance de 63% entre 1990 et 2013, essentiellement attribué au torchage du gaz, en forte croissance pour éviter les émanations de méthane directement dans l'atmosphère (rappelons ici que le méthane est un gaz à effet de serre 30 fois plus puissant que le CO2 à moyen terme).

  • les activités de traitement de gaz naturel

Méthane CH4 - Les activités de traitement ont contribué à hauteur de 14% des émissions de méthane soit 22.7 Mt d'équivalent CO2, soit un résultat en hausse de 6% entre 1990 et 2013, lié en partie à des fuites des compresseurs qui alimentent les innombrables voies d'accès au réseau principal de transport du gaz ; un chiffre représentatif de l’essor des gaz et pétrole de schiste et l’augmentation de sites de production.

Dioxyde de carbone CO2 - Sur la même période, ces activités ont également contribué à hauteur de 58% des émissions de CO2 par l'industrie du gaz naturel, (21.8 Mt), soit une baisse de 22%. Celle-ci est plus difficile à analyser et semble due à une diminution de la quantité de CO2 extrait du gaz produit afin d'obtenir un gaz de qualité commerciale (ces chiffres sont globaux pour tous les gaz, qu'ils soient conventionnels ou non et rendent ainsi l'analyse plus délicate).

  • les activités de transport et de stockage

Méthane CH4 - Les activités de transport et stockage ont généré 34% des émissions de méthane, à hauteur de 54.4 Mt d'équivalent CO2, soit une baisse de 7% sur la période allant de 1990 à 2013. Ce résultat positif s’explique par la maintenance effectuée sur le réseau, notamment sur les compresseurs et le remplacement de nombreuses vannes pneumatiques qui jalonnent les canalisations (estimées à plus de 400 000)[8].

Dioxyde de carbone CO2 - Ces activités sont à l’origine d’une très faible part des émissions de CO2 (moins de 1% des émissions de CO2 par l'industrie du gaz naturel), soit 0.1 Mt.

  • les activités de distribution

Méthane CH4 - Les activités de distribution ont contribué à hauteur de 21% des émissions de méthane, soit 33.3 Mt d'équivalent CO2, une évolution en baisse de 16 % en 2013 par rapport à 1990 ; celle-ci s'explique principalement par l'utilisation croissante de canalisations en matières plastiques, assurant une meilleure étanchéité.

Pour mémoire, l'étendue du réseau de distribution de gaz dépasse les 2 million de km, en croissance de 0.5 million de km depuis 1990.

Dioxyde de carbone CO2 - Les émissions de CO2 provenant des activités de distribution sont de moins de 1% des émissions de dioxyde de carbone par l'industrie du gaz naturel.

 

2.3.2 Les émissions de GES par l’industrie du pétrole (C02 et CH4) aux Etats-Unis

Cette même étude présente une analyse détaillée des émissions de gaz à effet de serre (GES) produite par l'industrie du pétrole. Pour mémoire, la production de pétrole aux Etats-Unis s'est élevée en 2013 à 448 Mt[9].

Dioxyde de carbone CO2 - Les émissions de dioxyde de carbone se sont élevées à 6.0 Mt en 2013, soit une croissance de 36% par rapport à 1990. L’industrie du pétrole aux Etats-Unis émet donc environ 6 fois moins de CO2  que celle du gaz.

Méthane CH4 - Les émissions de méthane (production, transport et raffinage, sources conventionnelles et non conventionnelles confondues) se sont élevées à 40.4 Mt d'équivalent CO2 en 2013, soit une croissance de 32% par rapport à 1990. On peut retenir que le pétrole aux Etats-Unis contribue 4 fois moins que le gaz à l’émission de méthane.

Ces chiffres en croissance sont liés à la forte expansion des exploitations de pétrole tirée par l’essor du non conventionnel pendant la période.

Activités 1990 2005 2009 2010 2011 2012 2013
Emissions de CO2 par l'industrie du pétrole (Mt CO2)
Production sur site 0.4 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.5
Raffinage 4.1 4.6 4.4 3.8 4.1 4.7 5.5
TOTAL 4.4 4.9 4.7 4.2 4.5 5.1 6.0
Activités 1990 2005 2009 2010 2011 2012 2013
Emissions de CH4 par l'industrie du pétrole (Mt équivalent CO2)
Production sur site 29.7 23.1 33.4 35.0 35.8 37.9 39.4
Transport 0.2 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2
Raffinage 0.7 0.8 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8
TOTAL 30.6 24.0 34.2 35.8 36.7 38.9 40.4

NB: les valeurs des émissions sont présentées en unités de masse équivalente de CO2, en utilisant les valeurs de l'IPC AR4 GWP.

Analyse des émissions par activité : production, transport et raffinage

  • les activités de production ont contribué à l'essentiel des émissions de CH4 de l'industrie du pétrole aux Etats-Unis (plus de 97%, soit 39.4 Mt d'équivalent CO2) ; il s'agit pour l'essentiel d'émissions à partir des séparateurs ouverts et des émissions des diverses vannes pneumatiques utilisées. Les émissions de CO2 s'élèvent à 0.5 Mt (il est à noter que le CO2 émis lors des opérations de torchage ont été comptées avec celles de l'industrie du gaz ci-dessus) ;

  • les activités de transport ont contribué à 0.4% des émissions de CH4 de l'industrie du pétrole aux Etats-Unis (0.2 Mt d'équivalent CO2). Les émissions de CO2 sont quasiment nulles ;

  • les activités de raffinage ont contribué à un peu plus de 2% des émissions de CH4 de l'industrie du pétrole aux Etats-Unis (0.8 Mt d'équivalent CO2). Les émissions de CO2 s'élèvent à 5.5 Mt, représentant ici 88% des émissions de cette industrie, du fait des opérations de torchage.

[1] L’effet de serre additionnel est celui qui est généré par l’activité humaine depuis l’ère industrielle.
[2] Les effluents sont l’ensemble des fluides liquides et gazeux, mélangés aux particules solides, produits par le puits pendant la phase de dégorgement.
[3] GES additionnels : ce sont les GES d'origine anthropique mis dans l'atmosphère depuis l'ère industrielle.
[4] Rachael Bunzey - "Natural Gas and Green Completion in a Nut Shell" - Energy in Depth - 26 novembre 2012.
[5] "U.S. Greenhouse Gas Inventory Report: 1990-2013" - Agence américaine de protection de l’environnement (EPA) - Avril 2015 - 564 p et "About U.S. Natural Gas Pipelines" - Agence américaine d'information sur l'énergie (EIA) - 2007 - 76 p.
[6] "U.S. Greenhouse Gas Inventory Report: 1990-2013" - Agence américaine de protection de l’environnement (EPA) - Avril 2015 - 564 p.
[8] "Options For Reducing Methane Emissions From Pneumatic Devices In The Natural Gas Industry" - Agence américaine de protection de l’environnement (EPA) - 2006 - 12 p.

3 / ORDRES DE GRANDEUR ET DONNÉES GÉNÉRALES

Quelques données publiées par l'EPA américaine[10] :

Les émissions de GES en 2013 aux Etats-Unis (cf le diagramme ci-contre) sont essentiellement dues au dioxyde de carbone (CO2 - 82.4%), suivies par le méthane (CH4 – 9.7%), puis par l'oxyde d'azote (N2O – 5.3%).

En valeur absolue et toutes sources anthropiques (c’est-à-dire résultant de l'activité humaine) confondues, les émissions de CO2 se sont élevées à 5 419 Mt aux Etats-Unis (à comparer avec 363 Mt en France) et celles de CH4 à 666 Mt éq. CO2 (à comparer avec 53 Mt éq. CO2 en France) - valeurs 2012.

Si l'on analyse les sources anthropiques du méthane introduit dans l'atmosphère aux Etats-Unis (654.1 Mt d'équivalent CO2), on obtient la répartition suivante :

Le bétail (fermentation entérique) apparait comme la première source d’émanation de méthane (164.5 Mt d'équivalent CO2 - 25.1%), suivi par les systèmes de Gaz Naturel (rassemblant les installations de production, de transport et de traitement : 159.9 Mt d'équivalent CO2 – 24.4%), puis les décharges (114.6 Mt d'équivalent CO2 – 17.5%), les exploitations de charbon (64.6 Mt d'équivalent CO2 – 9.9%), l'industrie des Engrais (61.4 Mt d'équivalent CO2 – 9.4%), et enfin l'industrie pétrolière (rassemblant les installations de production, le raffinage et la distribution : 40.4 Mt d'équivalent CO2 – 6.2%).

Rappelons que un million de tonnes de méthane a un effet de serre équivalent à environ 30 millions de tonnes de CO2.

[10] "U.S. Greenhouse Gas Inventory Report: 1990-2013" - Agence américaine de protection de l’environnement (EPA) - Avril 2015 - 564 p.

4 / RÉGLEMENTATION

Aux Etats-Unis

La règlementation a beaucoup évolué au cours de ces dernières années, incitant les principaux acteurs de l’industrie des Hydrocarbures Non Conventionnels à prendre des mesures en matière de réduction de gaz à effet de serre. Elle a été mise en place au fur et à mesure de l’avancée de l’exploitation de cette nouvelle énergie, jusqu’alors inexpérimentée.

Le "Clean Air Act" est la première législation fédérale aux Etats-Unis, mise en place en 1963, pour le contrôle de la pollution atmosphérique. De nombreux amendements sont venus régulièrement le compléter. Il donne autorité à l'EPA (Environment Protection Agency - Agence de Protection de l’Environnement aux Etats-Unis) pour définir les règlementations en la matière.

Les "National Emission Standards for Hazardous Air Pollutants" (NESHAP), émis par l'EPA, fixent les limites quantitatives d'émission de polluants atmosphériques spécifiques, de façon à garantir la qualité de l'air et protéger la santé humaine.

Il convient de noter spécifiquement une règlementation fédérale émise en 2012 par l’EPA, qui fixe les obligations de l’industrie des Hydrocarbures Non Conventionnels en matière de gaz à effet de serre, en deux grandes étapes :

Avant le 1er janvier 2015, l'industrie doit diminuer les émissions de composés organiques volatils (COV), soit en procédant au torchage des gaz à la sortie des séparateurs, soit en installant une complétion verte (séparateurs fermés) ;

A partir du 1er janvier 2015, l'industrie ne doit plus avoir recours au torchage des gaz à la sortie des séparateurs et doit les récupérer (par complétion verte) pour les valoriser.

En janvier 2015, l'EPA a émis de nouveaux objectifs de réduction des émissions de méthane et de COV par l'industrie pétrolière : une baisse de 40 à 45% des émissions de méthane par rapport aux niveaux de 2012 devrait être effective en 2025, sous réserve de ratification par le Congrès. Cela nécessitera un recours systématique aux complétions vertes et limitera le torchage à certaines situations particulières seulement.

 

Au Canada

Dans le cadre de la lutte contre le réchauffement climatique, le Canada s'est engagé en mai 2015 à réduire ses émissions de GES de 30% d'ici 2030 par rapport à 2005 et entend notamment réguler les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier.

 

En Europe[11], l'émission d'hydrocarbures gazeux vers l'atmosphère est interdite et strictement contrôlée (sauf en cas de danger) et le torchage des gaz ne peut avoir lieu qu'après obtention d'une autorisation spécifique. Le potentiel résiduel de diminution des émissions de méthane  est donc très faible en Europe.

[11] "European Commission Global Methane Reduction Actions" - Commission Européenne et Global Methane Initiative - 2013.

5 / CONCLUSION

Un tiers des émissions de gaz à effet de serre par les HNC se produisent au cours de la mise en production des hydrocarbures, lors du reflux des effluents liquides et gazeux. Jusqu’à présent, l’industrie américaine procédait aux dégorgements des puits dans des séparateurs ouverts qui provoquent la libération des gaz dans l’atmosphère. La législation américaine impose désormais, lors de la mise en production des nouveaux puits, l'utilisation de séparateurs fermés (ou "green completion"), qui permettent de capter le gaz au lieu de le laisser s'échapper dans l'atmosphère.

 

Autres sources d’émission, les fuites, liées à des défauts d’étanchéité et à des problèmes de maintenance sur les nombreuses canalisations des réseaux de raccordement, de transport et de distribution du gaz. Elles sont plus difficiles à résoudre compte tenu de la longueur des gazoducs, évalués à plus de 2.4 millions de kilomètres, mais une série de mesures y contribuent (comme par exemple le remplacement de canalisations en métal par des matériaux en plastique).

 

Enfin, sur les sites de forage lors des opérations d’exploration et de développement précédant la mise en production, de nombreux moteurs Diesel sont utilisés (camions, pompes, générateurs électrique), qui émettent du dioxyde de carbone (CO2). Afin de réduire ces émanations, on privilégie de plus en plus de générateurs électriques.

 

La règlementation peut jouer un rôle déterminant, en fixant les limites admissibles en matière d'émissions. Elle fait l'objet de constants ajustements aux Etats-Unis, contribuant à diminuer les niveaux d'émissions constatés. Ainsi, malgré le développement des exploitations de gaz de schiste aux Etats-Unis sur la période de référence, les émissions de méthane par l'industrie du gaz naturel ont baissé de 9% entre 1990 et 2013.

 

Ces émissions devraient encore continuer à baisser, suite à la nouvelle règlementation fédérale émise en 2012 par l’EPA, imposant à partir du 1er janvier 2015 un recours systématique aux complétions vertes et limitant le torchage à certaines situations particulières seulement. Au-delà, l'EPA a émis de nouveaux objectifs de réduction des émissions de méthane et de Composés Organiques Volatils par l'industrie pétrolière, sous réserve de ratification par le Congrès : une baisse de 40 à 45% des émissions de méthane par rapport aux niveaux de 2012 devrait ainsi être effective en 2025.

 

En Europe et notamment en France, si une exploitation d'Hydrocarbures Non Conventionnels devenait réalité, la règlementation mise en place permettrait d'éviter environ un tiers des émissions constatées aux Etats-Unis (il convient de rappeler à cet égard que l'émission d'hydrocarbures gazeux vers l'atmosphère est déjà interdite - sauf en cas de danger - et strictement contrôlée et que le torchage des gaz ne peut avoir lieu qu'après obtention d'une autorisation spécifique).

 

Enfin, le bilan global de l’exploitation du gaz de schiste en termes d'émissions de gaz à effet de serre doit être apprécié au regard des substitutions qu’il peut permettre d’engager, notamment avec une réduction du recours au charbon (qui présente en outre un effet sur les polluants locaux, au-delà de la problématique de l’effet de serre). Si cette substitution potentielle n’est pas universelle (elle ne jouerait pas en France où le charbon ne pèse que 3 ou 4% du mix énergétique), elle a été significative aux Etats-Unis et le sera, potentiellement, en Chine à l’avenir (ou plus près de nous en Pologne, Allemagne et Danemark). Le CHNC produira prochainement une étude des bilans comparés des différentes énergies fossiles, sur la totalité de la chaîne, depuis leur exploitation jusqu'à leur utilisation par combustion à des fins énergétiques.

6 / RÉFÉRENCES

Au-delà des références déjà citées tout au long du document, le lecteur pourra utilement se reporter aux ouvrages suivants :

• "Le méthane, d'où vient-il et quel est son impact sur le climat"

Date : 2013

Auteurs : Rapport de l'Académie des Technologies

Un rapport très complet sur le méthane.

• Le "Livret de l’Environnement"

Date : mars 2013

Auteurs : Comité de l'environnement de l'Académie des sciences

Des fiches pédagogiques élaborées par le Comité de l'environnement de l'Académie des sciences, faisant le point sur les changements climatiques liés aux activités humaines et sur les Gaz à Effet de Serre.

• "Understanding the Basics of Gas Flaring"

Date : novembre 2014

Auteurs : United States Environmental Protection Agency (EPA)

Un dossier pédagogique qui explique le brûlage du gaz par l'industrie du pétrole et du gaz.

 

• “Potential Greenhouse Gas Emissions Associated with Shale Gas Extraction and Use”

Date : 2013

Auteurs : David J C MacKay et Timothy J Stone

Une étude mandatée par le DECC (Department of Energy and Climate Change) de Grande Bretagne, analysant les émissions de GES issues de l'industrie du gaz de schiste.

ASPECTS
SANITAIRES

QUESTIONS RELATIVES AUX ASPECTS SANITAIRES

1/ Introduction

L'essentiel des interrogations et des craintes exprimées par le public au sujet de l'exploitation des gaz et pétrole de schiste concerne les impacts sur l'environnement et sur la santé des personnes travaillant sur les sites d'exploitation ou vivant à proximité.

L'ANALYSE DU CHNC

1 / Introduction

L'essentiel des interrogations et des craintes exprimées par le public au sujet de l'exploitation des gaz et pétrole de schiste concerne les impacts sur l'environnement et sur la santé des personnes travaillant sur les sites d'exploitation ou vivant à proximité. L'objet de ce dossier est de recenser et d’analyser  les risques et les dangers auxquels elles peuvent être exposées. Parmi les dangers identifiés, certains sont spécifiques aux techniques, aux équipements et aux produits utilisés lors des opérations d’exploration, de développement et de production des gaz et pétroles de schistes, d’autres sont communs à d’autres formes d’activité industrielle.

Beaucoup de ces dangers potentiels sont présents pendant les phases initiales de forage, de fracturation et de mise en développement des puits qui sont limitées dans le temps. En revanche,  la plupart d’entre eux sont inexistants pendant la période de production.

La phase de travaux de génie civil, de forage, de fracturation hydraulique et d’équipement d’un groupe de 10 puits forés à partir d’un seul site dure environ un an.

Une fois équipés, les puits produisent pendant environ 15 à 20 ans, une durée pouvant se prolonger quelquefois jusqu’à 30 ou 40 ans.

Au cours des phases de travaux (génie civil, forage, fracturation) et de production, certaines situations spécifiques à l’activité d’extraction de gaz et pétroles de schiste peuvent impacter la santé des personnes. Il s’agit de :

  • l’exposition aux produits chimiques utilisés, ainsi qu’aux métaux lourds ou produits organiques en solution, en particulier dans les fluides de fracturation hydraulique ;

  • l’exposition aux gaz et composés volatils extraits du sous-sol ou produits par les véhicules et moteurs opérant sur les sites de production ;

  • l’exposition aux particules solides, parmi lesquelles le sable utilisé comme agent de soutènement dans la fracturation hydraulique ;

  • l’exposition au radon et autres éléments radioactifs.

A ces causes spécifiques à l’activité d’extraction de gaz et pétroles de schiste, s'ajoutent celles liées à toute activité industrielle ou économique :

  • l’exposition au risque d’accident sur les sites de travaux, du fait de la présence d’équipements lourds, de tuyaux sous pression, de machines ou de véhicules en mouvement ;

  • l’exposition aux risques d’accident de la route, en raison du nombre élevé de camions qui peuvent circuler pendant les phases de forage et de fracturation des puits ;

  • l’exposition aux nuisances sonores et visuelles.

Ce dossier se limite aux impacts potentiels de l’exploitation des gaz et pétrole de schiste sur la santé des personnes : de l'exploration au développement et à la production, incluant les réseaux de transport. Il ne couvre pas l'utilisation qui  est faite par la suite des hydrocarbures produits (production d'énergie, industrie chimique, etc…).

Des études trop récentes, qui méritent d’être précisées

Un certain nombre d’études ont été lancées, en particulier aux Etats-Unis, par des laboratoires privés ou universitaires, pour tenter d’identifier et de quantifier les effets de l’exploitation du gaz et pétrole de schiste sur l'environnement et sur la santé des populations riveraines. Les résultats soulèvent un certain nombre de questions mais ne permettent pas de conclure sur le risque sanitaire effectif pour les personnes en raison du peu d’antériorité de ce type d’exploitation et du nombre important de paramètres qui entrent en jeu tels que la localisation, le nombre et la densité des sites de forage, la distance entre ces installations et les populations résidant à proximité, les modes opératoires des compagnies opératrices, la réglementation en vigueur selon les pays.

Par ailleurs, la présence d’un polluant dans l’air ou dans l’eau n’engendre pas inéluctablement des problèmes de santé, notamment si la concentration en polluant est inférieure à un certain seuil, et si la durée d’exposition reste limitée.

En définitive, les impacts sanitaires de la fracturation hydraulique restent donc pour la plupart hypothétiques, nécessitant confirmation ou infirmation par des études épidémiologiques ultérieures mieux configurées. Plusieurs de ces études sont en cours et devraient être publiées dans les mois et années à venir.

Dans les zones d’exploitation des hydrocarbures de schiste, on observe parallèlement une prise en compte croissante de ces risques potentiels pour la santé, qui conduit autorités de contrôle et opérateurs industriels à mettre en place progressivement les moyens technologiques et réglementaires adéquats pour assurer une protection de plus en plus efficace des personnes.

2 / Les risques spécifiques à l’exploitation des gaz et pétrole de schiste

1/ L’exposition aux produits chimiques

L’exploitation des hydrocarbures de schiste est rendue possible par des opérations de fracturation hydraulique[1], qui créent dans la roche des fissures permettant de libérer les hydrocarbures qui y sont contenus. Lors de ces opérations – il peut y en avoir jusqu’à 20 par puits foré – on injecte dans la roche à fissurer de l’eau sous pression à laquelle ont été ajoutés un certain nombre d’additifs chimiques pour environ 1% du volume injecté, soit de l’ordre de 180 à 530 m3 environ par puits. Si l’adjuvant le plus utilisé est la gomme de Guar (un gélifiant utilisé dans l’industrie alimentaire, sans aucun danger pour l’homme), d’autres produits sont répertoriés comme potentiellement toxiques : produits acides, distillats de pétrole, gasoil, benzène ou acétaldéhyde par exemple[2].

Effets possibles sur la santé : une étude[3] réalisée aux Etats-Unis (Université de Floride) a étudié 632 produits commerciaux utilisés dans la fracturation hydraulique. 80% d’entre eux contiennent des substances connues pour entrainer des effets cutanés, oculaires ou respiratoires et certaines d’entre elles sont répertoriées comme neurotoxiques, immunotoxiques, génotoxiques, perturbateurs endocriniens ou ayant une toxicité vasculaire. Ces substances peuvent être classées en quatre groupes selon les organes qu’ils peuvent affecter :

  • Les hématotoxiques, nocives sur les cellules sanguines et sur la moelle osseuse comme le benzène, l’oxyde d’éthylène ou les nitrates ;

  • Les neurotoxiques, qui agissent sur le système nerveux central ou périphérique (les nerfs), tels le toluène et le benzène, réputé le plus nocif ;

  • Les nephrotoxiques, qui agissent sur le système rénal ;

  • Les hépatotoxiques, qui impactent le foie.

Populations concernées par les risques de contamination : il s’agit selon les cas, des personnes vivant à l’écart des sites d’exploitation, des riverains ou employés travaillant sur le site. Les personnes vivant à l’écart des sites d’exploitation peuvent être affectées par des déversements de produits dans les sols et les eaux de surface, survenant lors d’accidents de transport, par train ou par camion. En dehors de ces accidents de transport, ce sont les personnes employées sur les sites de forage ou les riverains proches qui peuvent entrer en contact avec ces produits  de plusieurs manières.

Les voies potentielles de contamination : 3 cas de figures.

  • Le contact direct avec les produits, des employés de la société exploitante ou ses sous-traitants lors des opérations de transport, de stockage ou de manipulation des produits sur le site.

Comment réduire ou éliminer le risque :
Comme dans toutes les activités économiques où des produits dangereux sont manipulés, la formation des personnels, l’utilisation d’équipements de protection, et le respect des règles de sécurité permettent de protéger de façon satisfaisante les personnels exposées.

 

  • L’inhalation de produits volatils. Celle-ci peut affecter les personnes employées sur les sites d’extraction lors des opérations de stockage, transport ou manipulations évoquées ci-dessus. En effet, des mesures sur des sites de fracturation aux Etats-Unis[4] ont relevé sur plusieurs d’entre eux des concentrations supérieures aux limites réglementaires. En revanche, la probabilité d’affecter des populations riveraines décroit rapidement avec la distance, en raison de la dispersion des substances dans l’air. De plus, la présence de ces produits sur les sites et leur manipulation sont liées à des périodes de forage et de fracturation limitées dans le temps, ce qui réduit le risque sanitaire pour les personnes vivant à proximité.

Comment réduire ou éliminer le risque :
  • La prévention de ce risque de contamination par inhalation passe par la formation des personnels, l’utilisation d’équipements de protection, le respect et le contrôle de l’application des règles de sécurité ;
  •  L’établissement d’une densité maximale de sites de forage ou de production permet de réduire la concentration d’éventuels produits polluants dans l’air: la Commission Européenne préconise un maximum d’un site par 5 km2 ;
  • La mesure de la qualité de l’air sur les sites, avant, pendant et après la fin des opérations de fracturation hydraulique est appliquée aux Etats-Unis, et fait partie des recommandations de la Commission Européenne.

 

  • Le contact avec ou l’ingestion d’eau contaminée. Les personnes situées sur les sites de production ou à proximité peuvent entrer en contact ou ingérer de l’eau contaminée lors des différentes opérations effectuées en vue de l’extraction des gaz et pétroles de schiste, de l’eau contaminée peut entrer en contact ou être ingérée par des personnes situées sur les sites de production ou à proximité. Ceci peut se produire dans trois situations[5] :

  1.  en cas de défaut d’étanchéité d’un puits en activité ou ayant été abandonné à la fin de la production ;

  2.  en cas de présence d’une faille remontant jusqu’à un aquifère proche de la surface ;

  3.  en cas de contamination de surface par des eaux de reflux (fuite des installations de stockage, de traitement ou de rejet).

1. Défaut d’étanchéité :

Il peut arriver que l’eau de fracturation hydraulique injectée dans la roche avec ses additifs chimiques entre en contact avec des aquifères utilisés pour la consommation. Ce cas s’est produit aux Etats-Unis et l’analyse[6] a montré que ces pollutions résultaient d’un défaut d’étanchéité du puits, en cas d’absence ou de défaut de cuvelage ou de cimentation. La cavité créée le long du puits constitue alors un chemin de migration vers la surface de l’eau d’injection chargée en additifs qui peut venir contaminer un aquifère utilisé pour l’alimentation en eau potable.

La migration de l’eau d’injection vers la surface à travers les couches de terrain est en revanche extrêmement improbable quand la distance verticale entre l’aquifère superficiel et la couche profonde où est réalisée l’injection dépasse 600 mètres (selon l’étude de l’AEA – Commission Européenne).

Comment réduire ou éliminer le risque :
Une combinaison de bonnes pratiques de forage, tubage et cimentation ainsi que la mise en place d’une réglementation précise et des moyens de mesure et de contrôle constituent les manières de se prémunir contre ce type de contamination :
  • Evaluation du risque avant toute opération de forage, comprenant la localisation des aquifères et des puits d’alimentation en eau, et l’analyse de la qualité des eaux. Cette évaluation fait partie de l’étude d’impact environnemental que prévoit la réglementation européenne, et peut aboutir à délimiter des zones où les forages seraient interdits ;
  • Equipement complet des puits avec un cuvelage cimenté et contrôle de qualité de la réalisation par mesures de volume et de pression et mesures géophysiques. Le contrôle d’étanchéité doit être effectué à intervalles réguliers y compris lors des opérations  d’abandon définitif des puits, à la fin de la période de production ;
  • Contrôle périodique de la qualité des eaux des aquifères superficiels destinés à la consommation avant, pendant et après les opérations.
2. Failles remontant en surface :

Si les fissures générées par la fracturation hydraulique se propagent jusqu’à une faille existante, la zone de fracture de cette faille peut constituer un chemin de migration par lequel les fluides injectés remontent vers la surface et rencontrent éventuellement un aquifère superficiel qu’ils peuvent contaminer. Il semble que ce cas théorique n’ait pas encore été clairement démontré, mais une étude faite aux Etats-Unis en Pennsylvanie[7] conforterait cette hypothèse.

Comment réduire ou éliminer le risque :
La détection des failles proches du puits par les moyens géophysiques fait partie des études d’impact préalables au forage d’un puits.
3. Contamination de surface par les eaux de reflux et les eaux de production :

Avant la mise en production et une fois les opérations de fracturation hydraulique terminées, les puits sont mis en dégorgement, ce qui fait refluer en surface, en quelques jours, entre 10 et 40 % des volumes injectés. L’eau d’injection qui remonte, chargée en additifs chimiques, mais aussi en particules diverses, éléments dissous et traces d’hydrocarbures, est récupérée par les installations de surface où elle est traitée et/ou recyclée. Il est arrivé que des fuites ou des débordements accidentels se produisent dans les installations de stockage, de transport ou de traitement des eaux de reflux. Il est arrivé également que des fuites en tête de puits dues à des pressions de gaz mal contrôlées occasionnent des fuites de liquide de fracturation (80 m3 Etat de New York, 2011) ou de boues de forage (132 m3 Etat de Pennsylvanie, 2011). Il peut résulter de ces situations accidentelles une pollution des eaux de surface ou, par infiltration, des aquifères superficiels.

En phase de production, une situation similaire existe avec la remontée en surface des hydrocarbures mélangés à l’eau de production chargée en particules diverses ou éléments dissous présents dans les couches traversées par le forage : sels, métaux, solides, éléments radioactifs naturels, composés organiques avec des concentrations qui les rendent impropres à la consommation ou au rejet dans les rivières sans traitement préalable. Cependant, ces eaux de production ne remontent que des faibles quantités de produits chimiques de fracturation, la partie  qui n’est pas ressortie dans les eaux de reflux lors du dégorgement du puits étant progressivement biodégradée ou absorbée par les roches.

Comment réduire ou éliminer le risque : 
Dans la mesure où le rejet direct des eaux de reflux ou de production dans la nature est interdit par la réglementation européenne, la maitrise du risque sanitaire pour les personnes repose sur l’application des bonnes pratiques par les opérateurs industriels dans le cadre d’une réglementation précise et adaptée qui implique :
  • La réalisation d’installations de stockage, de recyclage et de traitement conçues selon les normes et correctement dimensionnées pour les volumes de fluides à traiter ;
  • Plusieurs autorités, y compris la Commission Européenne, préconisent l’utilisation de réservoirs fermés entourés de bassins de rétention, de préférence à celle de bassins à l’air libre tels qu’ils existent aux Etats-Unis ;
  • La mise en place de manière préventive de moyens de détection et d’intervention pour contrôler et stopper tout cas de fuite ou de débordement accidentels ;
  • Le respect d’une distance minimale réglementaire entre les puits et les cours d’eau ;
  • La surveillance continue de la qualité des eaux de surface (rivières et cours d’eau proches) et des nappes phréatiques peu profondes.

Enfin, on peut également mentionner les avancées en cours concernant :

  • L’établissement par les autorités de listes exhaustives de produits autorisés. Certains composés volatils sont en effet, soit interdits, soit soumis à autorisation préalable (Wyoming, USA) ;
  • Les efforts de substitution de produits toxiques par d’autres non toxiques et biodégradables, par exemple la désinfection par ultra-violets pour éviter le recours à des biocides ;
  • La publication, par les compagnies opératrices, des natures et des quantités de produits utilisés. Ces informations sont rassemblées sur le site  http://fracfocus.org[8] (ouvert en 2011), dans la majorité des états américains producteurs où la divulgation est une obligation aux Etats-Unis… à des degrés divers.

2/ l’exposition aux gaz et composés volatils

L’activité d’extraction des gaz et pétroles de schiste génère l’émission de divers gaz et composés volatils, qui peuvent avoir des effets nocifs sur la santé des personnes exposées s’ils sont inhalés.

De manière résumée, ces émissions de gaz proviennent de deux sources :

  • Les gaz et composés volatils produits par les puits en phases de dégorgement et de production. Il s’agit essentiellement de méthane (le gaz naturel que l’on exploite), accompagné d’oxydes d’azote (NOx) et de composés organiques volatils (COV), principalement éthane, butane et propane, mais aussi benzène, toluène et xylène. A proximité des sites, ces émissions de NOx et de COV contribuent à la formation d’ozone troposphérique (proche du sol), un irritant respiratoire notable, également très nocif pour la végétation.

Ces gaz peuvent se retrouver dans l’atmosphère suite à des opérations de traitement des fluides produits par les puits, qu’il s’agisse des eaux de reflux ou des eaux de production : ces fluides passent par des installations de traitement appelées séparateurs, situées à proximité immédiate du puits, où l’eau, le pétrole et le gaz sont séparés. Dans les cas où l’hydrocarbure produit est du pétrole, le gaz qui est produit en même temps peut parfois être rejeté directement dans l’atmosphère ou brûlé par « torchage » quand il n’existe pas de dispositif de collecte.

Ce gaz étant principalement du méthane, peu nocif à l’air libre, le rejet dans l’atmosphère constitue avant tout  un problème de gaz à effet de serre, beaucoup plus  que de santé publique.

  • Les gaz émis par les véhicules et autres moteurs de pompes ou de compresseurs en activité sur les sites de production. Il s’agit principalement de monoxyde de carbone (CO), d’oxydes d’azote (NOx) et de soufre (SOx), mais aussi, dans le cas de moteurs Diesel largement utilisés, de particules organiques fines.

Effets possibles sur la santé : les effets liés à l’exposition de personnes aux polluants générés par les activités d’exploration et de production d’hydrocarbures, susceptibles de provoquer des affections cardio-respiratoire et des cancers sont bien connus.

 L’exposition chronique à des niveaux élevés d’ozone entraine un risque de mortalité pulmonaire et cardiovasculaire. Celle liée au benzène, classé cancérogène certain par le CIRC[9], peut entrainer des maladies hématologiques (anémie, leuconeutropénie, thrombopénie, myélodysplasie, syndrome prolifératif, leucémie). Des gaz accumulés dans des réservoirs de stockage de pétrole, notamment le benzène, sont soupçonnés dans les décès aux Etats-Unis de plusieurs ouvriers chargés d’effectuer des opérations de jaugeage de ces réservoirs (neuf décès au cours des cinq dernières années).

En revanche, le méthane n’est pas considéré comme une menace en termes de santé publique en dehors d’espaces confinés.

Voies potentielles de contamination : La contamination peut se produire par inhalation directe. Elle concerne les personnes travaillant sur les sites d’exploration et d’exploitation ainsi que les personnes résidant à proximité, dans une moindre mesure. L’exposition des populations diminue rapidement avec la distance par rapport aux sites d’exploitation, en raison de la dispersion des gaz par les vents. Si l’inhalation éventuelle des gaz d’échappement se produit uniquement pendant les phases de travaux (génie civil, forage, et surtout fracturation), les émissions de méthane et de composés volatils sont liées aux phases de dégorgement (quelques jours, avant que les puits ne soient connectés au réseau de collecte de gaz),  et de production (15 à 20 ans).

L’effet réel d’une exposition prolongée des populations résidant à proximité aux gaz de production n’est pas connu. La Commission Européenne en 2012 a estimé que l’impact individuel de chacun des sites de production était probablement mineur, mais que l’impact cumulé des émissions aériennes de gaz de nombreux sites pouvait s’avérer plus significatif et donc représenter un risque en termes de santé publique.

Il faut mentionner également les fuites de gaz susceptibles de se produire dans les équipements de traitement, de transport – en particulier au niveau des stations de compression - de stockage ou de distribution de gaz. Celles-ci ne sont pas spécifiques à l’exploitation des hydrocarbures de schistes mais concernent l’industrie du gaz de manière générale.

Comment réduire ou éliminer le risque :
Depuis plusieurs années, un strict encadrement des émissions de gaz ainsi que des améliorations dans les techniques et les matériels utilisés ont permis de réduire de façon significative ces émissions gazeuses :
  • D’une manière générale, la protection des populations contre des pollutions de l’air de toutes origines passe par  la mesure périodique, sur les sites et à proximité, en tenant compte de la direction des vents dominants, des niveaux de pollution émis par les principaux polluants.
  • La séparation des gaz de production (le méthane et les gaz associés) des condensats et des fluides de production dans des séparateurs fermés, obligatoires aux Etats-Unis depuis janvier 2015. L’utilisation de cet équipement appelé « Complétion Verte » permettrait de réduire de 95% le volume des COV émis.
  • Le contrôle des rejets de gaz dans l’atmosphère et des opérations de torchage qui sont strictement réglementés dans un nombre croissant de pays (dont la France).
  • Pour ce qui concerne les émissions nocives de gaz d’échappement, en complément du port de masque par le personnel exposé, les actions portent principalement sur la réduction de l’utilisation des moteurs Diesel. Cette démarche est rendue possible par :
→ l’approvisionnement en eau des sites de forage par des conduites plutôt que par camions citernes. A titre indicatif, la fracturation hydraulique d’un puits nécessite l’utilisation d’environ 1000 trajets de camions citernes ;
→ le remplacement des moteurs Diesel par des moteurs à gaz ou électriques, de plus en plus utilisés pour les équipements lourds comme les pompes et les compresseurs ;
→ l’utilisation de filtres catalytiques pour les moteurs Diesel des appareils de forage.

3/ L’exposition aux particules solides

Comme tout chantier mobilisant des équipements lourds, les activités de préparation des sites de forage (génie civil), de forage et de fracturation hydraulique produisent des poussières qui peuvent rester en suspension dans l’air.

Par ailleurs, les opérations de fracturation requièrent l’utilisation de sable siliceux dans des quantités pouvant atteindre une à deux mille tonnes de sable par puits.

Effets possibles sur la santé : L’exposition prolongée aux poussières de silice peut conduire à de graves affections respiratoires de type silicose, comme celles qui ont affecté de nombreux mineurs aux 19 et 20ème siècle.

Voie potentielle de contamination : Seules les personnes travaillant sur le site sont potentiellement exposés par l’inhalation de poussières lors des phases de travaux - principalement de génie civil - ou de sable siliceux lors d’opérations de manipulation, de déchargement et de stockage du sable. Une étude réalisée par le National Institute for Occupational Safety and Health (NIOSH)[10] sur 11 sites de fracturation aux Etats-Unis a montré que la moitié des échantillons d’air prélevés sur les sites présentaient des concentrations en silice supérieures à la norme légale. L’étude a montré que la surexposition à la silice affectait principalement les opérateurs directement au contact ou en charge des opérations de manipulation du sable, et dans une moindre mesure les personnes travaillant à proximité de ces équipements. Le risque pour les opérateurs est donc réel car ils peuvent être amenés à travailler des mois voire des années dans cet environnement.

Effets constatés : il n’existe pas, à ce jour, de publication faisant état de cas de silicose ou d’autre affection similaire liée à l’extraction d’hydrocarbures de schiste.

Comment réduire ou éliminer le risque :
  • Le NIOSH recommande l’adaptation des machines et équipements industriels, ainsi que des modes opératoires, pour réduire à la source le volume des émissions de poussières ;
  • L’utilisation de masques de protection individuels, adaptés selon la concentration en poussières, offre une protection efficace aux ouvriers travaillant dans des conditions d’exposition aux poussières. Ceux-ci doivent faire l’objet d’un suivi médical périodique de l’appareil respiratoire.

4/ L’exposition au radon et autres substances radioactives

Parmi les substances radioactives naturelles pouvant être libérées lors de l’exploitation des hydrocarbures de schiste figure  le radon-222 (222Rn). C’est un gaz  présent à l’état naturel dans les roches qui résulte de la désintégration de l’uranium-238 (238U). Le radon 222 est un gaz à désintégration rapide : en 3,8 jours, la moitié de ses atomes sont désintégrés. Lorsqu’il est émis à faible profondeur, comme dans les roches granitiques, il migre progressivement jusqu’à la surface en utilisant les fissures existant dans les roches et le sol.

Pour mémoire, la radioactivité se mesure en comptant le nombre de désintégrations par seconde ; l'unité utilisée est le becquerel (Bq) qui correspond à une désintégration par seconde. L'activité du radon à l'air libre est d'environ 10 Bq/m3 ; dans les habitations, sa moyenne en France est d'environ 70 Bq/m3. Elle peut dépasser 1000 Bq/m3 dans certaines habitations, notamment en Bretagne et dans le Massif Central.

D’autres radioéléments sont aussi présents dans les roches en quantités variables selon leur nature. Les schistes exploités pour le pétrole et le gaz se catégorisent parmi les roches les plus riches en radioéléments. Ceux-ci peuvent remonter jusqu’en surface, entraînés par les fluides de production des hydrocarbures et entrer en contact avec les personnes situées à proximité. Il s’agit principalement des isotopes radioactifs de l’uranium, du radium, du thorium et du potassium.

L’exploitation des hydrocarbures de schiste se différencie de l’exploitation de pétrole et de gaz conventionnels par le fait que les schistes sont généralement plus riches en radioéléments et que les volumes d’eau éventuellement contaminés peuvent être importants.

On mesure les expositions aux rayonnements ionisants[11] en "sieverts" (abréviation : Sv). En France, l’exposition naturelle de la population varie selon les sites de 2,5 à 5,5 millièmes de sievert (mSv) par an. Cette exposition résulte de la présence naturelle de produits radioactifs  dans notre organisme, du radon (principalement dans le Massif-Central ou en Bretagne où il est émis par les roches granitiques), des autres radioéléments telluriques et des rayons cosmiques (principalement en altitude). A ces expositions s'ajoutent celles de procédures médicales (radiographie, scanner à rayons X, scintigraphie, radio et curie thérapie), des rejets industriels et les expositions professionnelles.

En France, la limite maximale légale d’exposition (en plus de l’exposition aux sources de rayonnements ionisants naturelles et médicales) est de 1 mSv par an pour la population et de 20 mSv par an pour les personnes exposés professionnellement aux rayonnements ionisants (travailleurs du nucléaire, radiologues.)

Effets possibles sur la santé : Les études conduites sur les mineurs d'uranium ont clairement montré que le radon est la cause de cancers du poumon s'il est présent en quantité importante dans l'atmosphère respirée (plusieurs centaines de Bq par mètre cube) pendant un temps suffisant (plusieurs années). Cet effet cancérigène est nettement amplifié par le tabagisme.

Voies potentielles de contamination par le radon : L’impact éventuel de l’exploitation des hydrocarbures de schiste sur l’émission du Radon dans l’atmosphère et sa présence dans des aquifères superficiels a fait l’objet d’études aux Etats-Unis et en Angleterre.

  • Dans l’air : Le radon est présent dans le gaz naturel produit, à des concentrations - exprimées en Becquerel par mètre cube  (Bq/m3) - variables selon la géologie (concentration moyenne relevée aux Etats-Unis : 1370 Bq/m3). Quand ce gaz entre dans le réseau de transport et de distribution jusqu’au client final, la concentration de radon décroît de moitié tous les 3,8 jours. Une étude réalisée en Angleterre montre que pour une concentration de radon dans le gaz naturel au sortir du puits égale au maximum mesuré (2923 Bq/m3), l’exposition aux rayonnements du consommateur serait de 0,06 mSv par an, soit 6% de la limite légale annuelle d’exposition en France.

  • Dans l’eau : Une pollution de nappes phréatiques superficielles par le radon contenu dans les couches exploitées est théoriquement possible, car ce gaz est soluble dans l’eau. En pratique cependant, l’extension limitée des fissures produites par fracturation hydraulique rend très peu probable la migration des fluides de production transportant le radon jusqu’aux aquifères proches de la surface. De plus, en raison du temps de transit, si ce cas se produisait, seule une très faible proportion du radon initial parviendrait jusqu’aux aquifères. Telle est la conclusion du Public Health England (octobre 2013)[12].

Voies potentielles de contamination par les autres radioéléments : Avec la remontée des fluides de forage, de petites quantités de minéraux radioactifs  parviennent jusqu’à la surface. L’EPA américain (2012) a mesuré les concentrations de ces éléments dans les boues de forage et les eaux de production remontées en surface avec des résultats très variables selon la géologie locale. La quantité de radiations auxquelles les personnes travaillant sur le site ou vivant à proximité sont exposées dépend de nombreux facteurs locaux, ainsi que des procédures utilisées dans le traitement et le stockage des éléments radioactifs.

Une étude de 2004 (Strand T) a montré que les employés exposés aux matières radioactives dans l’industrie pétrolière et gazière recevaient des doses annuelles allant de quelques dizaines à quelques centaines de microSieverts, et pouvant aller jusqu’à 1 milliSievert – soit la limite légale en France - pour les plus exposés (comme les ouvriers chargés de la décontamination des séparateurs).

Pour les populations vivant à proximité mais non au contact des installations de production ou de stockage des matières radioactives, on estime que les doses reçues sont sensiblement plus basses.

Comment réduire ou éliminer le risque :
  • La réduction de l’exposition des personnes aux rayonnements ionisants passe par l’application de la réglementation portant sur la gestion des déchets radioactifs industriels, réglementation qui s’applique à l’exploitation des pétroles et gaz conventionnels.
  • Ces dispositions réglementaires prévoient la mise en place de moyens de mesure de la radioactivité.

5/ L’exposition aux risques sismiques[13]

Les mouvements naturels de l’écorce terrestre provoquent régulièrement des tremblements de terre, la plupart du temps localisés dans des zones bien identifiées d’activité tectonique. Outre cette sismicité naturelle, on connaît également celle qui peut être provoquée par les activités humaines comme l’exploitation minière, géothermique, ou l’exécution de gros travaux de génie civil comme la construction de barrages. On l’appelle « sismicité induite »

En Amérique du Nord, principalement dans l’Oklahoma et le Colorado, des tremblements de terre ont été enregistrés, pour lesquels  un lien probable avec l’exploitation des hydrocarbures de schiste a été établi. Ces séismes étaient d’intensité modérée, d’une magnitude allant de 1 à plus de 3 sur l’échelle de Richter, le plus intense ayant atteint 3,8 à Horn River (Canada). En Grande-Bretagne, deux micro-séismes (magnitudes 1,5 et 2,3) ont été enregistrés à Blackpool, dans le Lancashire en mai 2011.

Effets possibles sur la santé : Les effets dramatiques que peuvent avoir les séismes sur la santé et la vie des personnes sont bien connus. Ces effets dépendent, globalement, de deux facteurs :

  1. L’énergie dégagée par le tremblement de terre, que l’on peut mesurer et qui détermine la magnitude sur l’échelle de Richter.

  2. La nature de l’environnement affecté (densité de peuplement et qualité de construction, principalement).

Les séismes les plus puissants associés à l’exploitation d’hydrocarbures de schiste sont parfois ressentis par la population, mais n’ont jamais occasionné ni dégâts matériels ni dommages aux personnes.

Mécanismes de déclenchement des séismes liés à l’exploitation des hydrocarbures de schistes : Différentes études ont cherché à déterminer les causes précises de cette sismicité induite par l’exploitation des hydrocarbures de schiste, et trois causes possibles ont été identifiées :

  1. La propagation des micro-fractures créées par la fracturation hydraulique : les observations ont montré qu’elles ne se propageaient pas au-delà de quelques dizaines, voire centaines de mètres (distance maximum identifiée 580 mètres), provoquant des ébranlements détectables uniquement par des instruments de mesure.

  2. La réactivation de failles pré-existantes : à proximité d’une faille active, l’augmentation importante de pression de fluides causée par l’injection d’eau de fracturation peut réactiver un plan de faille, générant un ébranlement plus important (cas de Blackpool), parfois perceptible par la population.

  3. La réinjection massive d’eau de production, généralement dans d’anciens gisements pétroliers conventionnels ayant cessé de produire : c’est la cause principale évoquée pour l’accroissement important du nombre et de l’intensité des séismes dans des régions sismiquement actives d’Oklahoma  entre 2009 et 2014[14]. Les auteurs concluent que la réinjection de volumes d’eau importants dans d’anciens puits a réactivé des failles potentiellement actives, provoquant des séismes ressentis par une forte proportion de la population. L’un de ces séismes (Prague, Oklahoma, 2011) a dépassé le niveau de 5 sur l’échelle de Richter, faisant 2 blessés et occasionnant des dégâts dans 14 maisons, mais il est difficile, dans ce cas précis, de faire la part entre la sismicité naturelle de cette zone et celle qui serait induite par la réinjection.

Comment réduire ou éliminer le risque :
  • En dehors de la présence de failles existantes susceptibles d’être réactivées par les opérations d’injection, le risque d’origine sismique lié à la fracturation hydraulique est extrêmement réduit. La détection de l’existence de failles au préalable à toute exploitation, lors de l’étude d’impact environnemental réglementaire en Europe, permet de se prémunir efficacement contre ce risque ;
  • Dans certaines zones jugées à risque, la mise en place d’une surveillance sismique de haute sensibilité[15] peut être imposée ;
  • Par ailleurs, la réinjection massive d’eau de production est interdite ou sévèrement réglementée dans de nombreux pays dont la France.
 
[3] Theo Colborn, Carol Kwiatkowski, Kim Schultz et Mary Bachran - Natural Gas Operations from a Public Health Perspective - 2010 - Human and Ecological Risk Assessment -  17(5): 1039-1056.
[4] Recommandations établies par l'Agence de Protection de l'Environnement des Etats-Unis (EPA) pour les substances carcinogènes ou non-carcinogènes.
McKenzie et al. 2012; Meteorological Solutions Inc. 2011oir McKenzie et al. 2012; Meteorological Solutions Inc. 2011
[6] Thomas H Darras et als – Duke University - Noble Gases identify the mechanisms of fugitive gas contamination in drinking water wells… - National Academy of Sciences of the USA - 12 août 2014 - 6 p.
[7] Warner et al., 2012.
[8] FracFocus.org est un site financé par l’industrie pétrolière et gazière, qui est renseigné par les compagnies productrices elles-mêmes, soit volontairement, soit en application d’une obligation (selon les états). La plupart des états américains reconnaissent cependant aux sociétés productrices le droit de ne pas divulguer d’informations couvertes par les droits de propriété industrielle. De ce fait, les informations contenues sur le site ne sont pas toujours précises et exhaustives.
[9] Centre International de Recherche sur le Cancer. OMS. Lyon.
[10] US Occupational Safety and Health Administration - Worker Exposure to Silica during Hydraulic Fracturing - 3 juillet 2012. 
[11] Rayonnements dont l'énergie est suffisante pour arracher des électrons à certains atomes, ce qui entraine la production de substances chimiques très réactives, susceptibles d'endommager nos chromosomes. Les émissions des corps radioactifs, les rayons cosmiques ou les rayons X sont des rayonnements ionisants.
[14] F.Rall Wlash, Mark D. Zoback, Science Advances, 18 juin 2015
[15] Le Département des Ressources Naturelles de l'Ohio (ODNR) a édicté de nouvelles règles pour la fracturation hydraulique à proximité (moins de 3 miles) de failles préexistantes ou dans des zones avec des antécédents sismiques de magnitude supérieure à 2 : Les forages horizontaux doivent s'accompagner d'une surveillance de l'activité sismique de haute sensibilité et être interrompus pour expertise complémentaire si cette activité dépasse le niveau 1. Si la responsabilité de la fracturation hydraulique est avérée, celle-ci doit être interrompue.

3 / Les risques non spécifiques à l’exploitation des gaz et pétrole de schiste

Ils concernent les accidents de travaux, de la route ainsi que les nuisances sonores et visuelles.

1/ Accidents de travaux

Les accidents liés aux travaux lourds ne sont pas spécifiques à l’exploitation des hydrocarbures de schistes. Cependant, les sites d’exploitation sont des zones d’activité intense pendant les périodes de génie civil, de forage, de fracturation hydraulique et de préparation des puits. Sur des surfaces d’environ 3 hectares, on observe une forte densité de camions citernes, de compresseurs, de pompes et d’équipements de forage, avec de nombreux mouvements de véhicules. A ceci s’ajoute la présence de canalisations sous pression par lesquelles le fluide de fracturation hydraulique est injecté. Il résulte de cet environnement un ensemble de risques d’accident pour les employés présents sur le site : chocs et collisions, chutes d’équipements, projections de matières sous pression, …

Effets possibles sur la santé : Les accidents de chantier peuvent entrainer de nombreuses blessures, traumatismes sur toutes les parties du corps, avec des conséquences parfois fatales.

Comment réduire ou éliminer le risque :
La mitigation des risques de travaux, comme sur tout chantier de travaux, repose sur la formation des personnes, la diffusion et le respect de règles de sécurité et de protocoles précis et écrits, un contrôle et une maintenance préventive des équipements, le port d’équipements individuels de sécurité, la présence sur site de moyens d’intervention y compris médicaux.     

2/ Accidents de la route

Ces risques, inhérents à toute activité, qu’elle soit économique ou de loisir, sont accrus pendant les périodes de gros travaux. En effet, l’acheminement par camions d’eau, d’équipements et de produits divers génère, pendant des périodes de plusieurs semaines, un accroissement important de la circulation d’engins lourds. Le risque d’accident de la circulation s’en trouve augmenté, tant pour les personnes avoisinantes que pour les employés, sous-traitants ou fournisseurs du chantier. Il est nettement plus important si l’acheminement de l’eau par camions est nécessaire, quand les ressources locales en eau sont insuffisantes. Une étude conduite en Pennsylvanie[16] a montré que le nombre d'accidents de la route (voitures et camions) était de 15 à 23 % plus élevé dans les comtés où est pratiquée la fracturation hydraulique que dans les autres (61 - 65 % pour les seuls camions).

Dans le cas où l’eau de fracturation est apportée par camion, on évalue à environ 11000 les rotations de camions nécessaires à un chantier de 10 puits durant environ 1 an, ce qui constitue une moyenne de 30 camions par jour environ. Mais en phase de fracturation hydraulique, le chiffre peut monter à 250 rotations quotidiennes.

Effets possibles sur la santé : Les accidents de circulation ont des conséquences qui vont de blessures légères à des accidents mortels.

 

Comment réduire ou éliminer le risque :
La mitigation des risques d’accident de la circulation repose principalement sur la réduction du nombre de trajets. Ainsi, l’approvisionnement en eau par des conduites,  quand elle est possible, permet de supprimer plusieurs milliers de rotations de camions pour chaque site de forage.

3/ Nuisances sonores et visuelles

Un chantier de plusieurs mois, qui implique le fonctionnement simultané des moteurs puissants et de nombreuses rotations de camions, génère un niveau sonore généralement très supérieur à celui des conditions habituelles. On estime que le niveau de bruit peut atteindre jusqu’à 90 dB à une distance de 75 mètres lors des opérations de fracturation.

A titre de comparaison, 90dB correspond au niveau de bruit généré par une  tondeuse à gazon thermique, à une distance d’1 mètre. Dans une discothèque, le niveau atteint plus de 100 dB.

85 dB est le seuil à partir duquel il existe un risque pour l’acuité auditive, selon la durée d’exposition, sans protections adaptées.

Effets possibles sur la santé : Pour les personnes travaillant sur le site, de tels niveaux sonores peuvent affecter l’acuité auditive de manière irréversible. En ce qui concerne les riverains, pour lesquels le niveau de bruit est bien inférieur en raison de la distance, une telle élévation du volume sonore, si elle reste dans les limites réglementaires, génère plus de la gêne qu’une altération de la santé des personnes. Cependant, l’exposition prolongée à un niveau de bruit élevé peut entraîner une élévation du niveau de stress, avec des conséquences pathologiques, chez certaines personnes exposées.

Comment réduire ou éliminer le risque :
  • Comme dans toute activité industrielle à fort niveau sonore, la protection des personnes travaillant sur les sites, passe par le port d’équipements individuels (casques anti-bruit) ;
  • Pour préserver les personnes vivant à proximité des sites de forage, la réduction du bruit est obtenue par le respect d’une distance minimale réglementaire entre les sites et les habitations, et l’installation de parois anti-bruit entourant l’intégralité du chantier ;
  • Dans certaines régions des Etats-Unis, les activités les plus bruyantes sont interrompues en période nocturne.
 
[16] J. Graham, J. Irving, X. Tang, S. Sellers, J. Crisp, D. Horwitz, L. Muehlenbachs, A. Krupnick, D. Carey - Increased traffic accident rates associated with shale gas drilling in Pennsylvania - Novembre 2014.

4 / Conclusion

L’exploitation des gaz et pétrole de schiste est susceptible d’exposer à un certain nombre de dangers les personnels travaillant sur les sites de travaux et les installations de production, ainsi que les populations vivant à proximité. Les plus significatifs sont l’exposition aux produits chimiques utilisés dans la fracturation hydraulique qui peuvent contaminer des aquifères servant à l’alimentation en eau, l’exposition aux gaz d’échappement générés par les chantiers de forage et de fracturation hydraulique, l’exposition à des composés organiques volatils s’échappant des installations, et les risques d’accident de personnes pendant les phases de chantier. La plupart de ces dangers existent pendant les phases initiales de travaux lourds (de l’ordre d’un an pour un site de production regroupant une dizaine de puits), beaucoup moins pendant la période de production (de 15 à 20 ans)

L’impact réel sur la santé des personnes dépend bien entendu du danger lui-même, mais aussi de la fréquence et de la durée d’exposition des personnes et des concentrations en produits toxiques, qui sont des paramètres très variables et difficiles à quantifier. De fait, faute d’observations suffisamment complètes, les études, pour la plupart conduites aux Etats-Unis,  publiées à ce jour sur les effets réels observés sur la santé des personnes émettent des hypothèses sans apporter de réponses solidement établies. On peut remarquer par ailleurs que les observations faites aux Etats-Unis ne seraient pas nécessairement confirmées dans le contexte européen actuel de renforcement des normes, plus strictes que celles qui étaient en vigueur aux Amérique du Nord dans les premières années d’exploitation des hydrocarbures de schiste.

D’autres études, portant sur des échantillons de population plus représentatifs et des durées d’observation plus longues, ont été entreprises aux Etats-Unis, mais leurs conclusions ne seront connues que dans quelques années.

Dans l’intervalle, la conjonction d’initiatives techniques et réglementaires, associées à des moyens de contrôle efficaces, fait progresser de manière continue la protection des personnes exposées. Parmi les avancées les plus significatives on peut citer :

  • En Europe, l’obligation de réaliser des études d’impact portant tant sur les émissions aériennes de gaz que la contamination des aquifères ou des eaux de surface, avant tout projet d’exploitation;

  • La définition de normes précises concernant les distances minimales entre les sites d’exploitation et les aires d’activité des populations

  • La substitution de certains additifs chimiques de fracturation par des molécules biodégradables ou non toxiques ;

  • L’utilisation généralisée de « complétions vertes » qui réduisent très fortement les quantités de gaz rejetées dans l’atmosphère ;

  • Le contrôle, jusqu’à l’abandon définitif, de l’étanchéité des puits ;

  • La surveillance de la qualité de l’air et de l’eau des cours d’eau et des aquifères destinés à la consommation avant, pendant et après l’exploitation.

5 / Les études épidémiologiques (généralités)

Voir en annexes 1 et 2 le point complet sur les études existantes.

Un certain nombre d’études épidémiologiques portant sur les conséquences de l’exploitation des hydrocarbures de schiste pour la santé des personnes ont été conduites, notamment aux Etats-Unis où cette activité a commencé il y a environ 8 ans. D’une manière générale, ces études apportent plutôt des résultats préliminaires, et posent plus de questions qu’elles n’apportent de réponse.

Les sources possibles d’affection et les voies potentielles de contamination sont clairement identifiées, comme détaillé ci-dessus, et les contaminations environnementales, essentiellement de l'air et de l'eau, sont assez bien documentées. En revanche, la validité des rares études de l'impact sanitaire sur les populations est limitée par les incertitudes quant à la contamination réelle des intéressés. Il s'agit en effet, le plus souvent, d'études rétrospectives, dites "cas témoins[17]", qui doivent rechercher des expositions datant de plusieurs années. Les données ainsi recueillies reflètent la contamination réelle de manière très approximative.

A ces difficultés s'ajoutent celles relatives aux pathologies dont on recherche l'éventuelle augmentation de fréquence chez les cas, par comparaison aux témoins. Ces pathologies peuvent être bien identifiées (par exemple à partir d'études d'impact sur l'animal des substances chimiques suspectées). Mais lorsque celles-ci sont inconnues, certaines études ont utilisé des indicateurs "globaux", de validité incertaine, par exemple le nombre d'hospitalisation dans les structures sanitaires voisines.

En définitive, les impacts sanitaires de la fracturation hydraulique restent pour la plupart hypothétiques, nécessitant confirmation ou infirmation par des études ultérieures mieux configurées qui pourront peut-être apporter des réponses fiables.

[17] Une étude cas-témoins consiste à identifier des personnes appelées cas, porteurs de la maladie explorée, et à associer à chaque cas un témoin comparable pour l'âge, le sexe, le statut socio-économique, etc. L'exposition au(x) produit(s) suspecté(s) est estimée pour chaque cas ou témoin. La comparaison de l'exposition des cas avec celles des témoins permet d'estimer le risque relatif (RR) de l'exposition et son intervalle de confiance. Si la valeur 1 se trouve dans l'intervalle de confiance, on considère que l'étude ne montre pas de lien entre la maladie et le produit suspecté. On conclut à un lien si l'intervalle de confiance est entièrement au-dessus de 1.

6 / Annexes

Annexe 1 : Le point sur les études existantes : Mise en évidence et quantification des expositions

Pollution de l'air

Plusieurs études suggèrent que l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels pourrait avoir un impact sanitaire sur les travailleurs concernés et les populations proches, lié à pollution de l'air[18]. Les substances potentiellement toxiques utilisées aux différents stades de cette exploitation peuvent en effet être trouvées, dans l'air, à des concentrations supérieures aux limites réglementaires[19].

Les sources de contamination de l’air sont multiples : dégagement de méthane, de benzène, d’autres substances volatiles et de particules par les puits ; pollution due à l’intensification du trafic routier ; pollution des eaux par des substances volatiles.

La quantification de cette contamination locale, mise en évidence lors de différentes campagnes de mesures repose soit sur des mesures directes dans l'air[20], soit sur des méthodes indirectes (distance aux puits[21], modélisation) et concerne soit les travailleurs exposés, soit les populations proches des puits. Pour les populations proches des puits, quelques études sont disponibles, concernant une contamination par des composés organiques volatils (mesures dans le sang de 28 personnes) ou par le benzène (la contamination de l'air étant parfois trouvée proche de la limite réglementaire admissible), mais sans quantification précise des nombreux contaminants potentiels, ni des facteurs de confusion et sans mise en évidence d'effets sanitaires avérés.

La variété de ces méthodes rend difficile la comparaison des résultats des différentes études et la validité des évaluations indirectes de l'exposition, notamment la distance aux puits (qui ne tient pas compte des vents dominants), n'est généralement pas étudiée. D'autre part, la situation antérieure à la mise en place des puits n'est généralement pas connue, et les contaminations mises en évidence peuvent avoir une autre origine que l'exploitation d'hydrocarbures non conventionnels.

Il en résulte des contradictions. Par exemple l'étude de McKenzie[22] conclut que la contamination de l'air entraine un risque sanitaire pour les résidents à moins de 0,5 mile des puits, alors que celle de Bunch conclut que les contaminations mesurées n'atteignent pas des niveaux posant des problèmes de santé publique.

Globalement, les études d'exposition montrent, à des niveaux variables, une contamination de l'air par des composés organiques volatiles (VOC), de l'ozone, des alcanes dont le méthane, des poussières de silice cristalline, et des particules résultant du trafic routier (PM 2,5 µm)[23]. Le méthane n'est pas considéré comme toxique mais les risques d'une exposition chronique à ce gaz n'ont pas été évalués et c'est un précurseur de l'ozone atmosphérique.

L'ozone est un irritant respiratoire et une exposition chronique à ce gaz entraine un risque de morbidité et mortalité pulmonaire et cardiovasculaire[24]. La contamination par l'ozone a fait l'objet de plusieurs études fondées sur des mesures directes qui ont montré, dans certaines conditions, des taux d'ozone jusqu'à 140 ppb[25], l'Agence de Protection de l'Environnement US fixant la limite à ne pas dépasser à 75 ppm. Cette augmentation saisonnière du taux d'ozone pouvait avoir pour origine la libération d'oxydes d'azote et de composés organiques volatiles par l'exploitation d'HNC.

L'inhalation chronique de poussières de silice cristalline par les travailleurs peut entrainer notamment une silicose et d'autres pathologies respiratoires. Une étude conduite sur 11 sites d'exploitation d'HNC a montré que 51% des 111 prélèvements d'air contenaient une quantité de silice supérieure aux normes admises, ce qui rendait nécessaire l’utilisation de masques de protection adaptés[26].

Ces diverses émissions pourraient contribuer à des problèmes d’odeurs désagréables et des problèmes respiratoires, telle une exacerbation de maladie asthmatique. Des recherches ont été entreprises en Pennsylvanie dans le cadre de l’étude « Marcellus Shale Initiative Study », sous l’égide du réseau Geisinger Health System pour évaluer l’impact sanitaire notamment de la contamination de l’air. Les résultats ne sont pas attendus avant plusieurs années[27].

En l'absence de ressources en eau suffisantes à proximité immédiate, la fracturation hydraulique nécessite des milliers de transports de l'eau par camions citernes. Ces transports entrainent une pollution par les particules fines émises par les moteurs Diésel. Les risques de ces particules ont fait l'objet de nombreuses études qui ont montré qu'elles entrainaient un risque de morbidité cardiorespiratoire, d'artériosclérose et de mort prématurée. Les expositions qui résultent de ces transports dépendent fortement des conditions locales.

Le radon est un gaz naturel radioactif cancérigène (cancer broncho-pulmonaire) présent dans la croûte terrestre. L'impact de l'utilisation domestique du gaz naturel sur la concentration en radon des habitations a fait l'objet de plusieurs rapports qui montrent une grande variabilité de la concentration du radon dans le gaz naturel, selon son origine (de 7,4 à 53.650 Bq/m- les concentrations les plus élevées provenant du Texas, de l'Oklahoma et du Kansas. En Pennsylvanie, le gaz naturel a une concentration en radon comprise entre 37 et 2.923 Bq/m3.

Des estimations reposant sur des hypothèses maximisantes montrent que l'utilisation domestique du gaz naturel n'a pas d'impact significatif sur la concentration moyenne en radon dans les habitations.

Une étude ambitieuse du Département de la Protection de l'Environnement de Pennsylvanie (PA DEP) sur la teneur en radon des différents fluides et dispositifs impliqués dans la fracturation hydraulique a commencé début 2013[28].  Ses résultats ne sont pas encore publiés.

Pollution de l'eau

Un nombre important d'études de l'impact de l'exploitation d'hydrocabures non conventionnels sur la qualité de l'eau ont été conduites. Elles permettent d'estimer les contaminations éventuelles, mais la plupart ne sont pas dévolues à l'analyse des risques potentiels pour la santé publique qui en découlent.

Selon les études, les sources majeures de contamination de l'eau sont différentes : évacuation des eaux usées[29], défauts de structure du ciment utilisé pour empêcher les migrations de gaz dans les puits de forage[30] [31].

Environ 35 % de l'eau injectée pour la fracturation hydraulique remonte à la surface (de 9 à 80 %). Ces eaux usées contiennent des produits chimiques utiles à la fracturation ainsi que des composés présents dans les couches géologiques traversées par le forage : sels, chlorures, métaux lourds (cadmium, plomb, arsenic), composés organiques et parfois radioéléments (e.g. radium 226 - 226Ra). Elles sont en majorité salées (> 30 g/L) ou très salées (> 40 g/L)[32]. Plusieurs de ces substances  sont connues pour entrainer des effets sanitaires si leur concentration est suffisante[33] et elles ne sont pas totalement éliminées par le traitement des eaux usées[34]. Après traitement, les eaux usées sont éliminées avec les eaux de surface, elles sont parfois utilisées pour l'irrigation ou éliminées par évaporation naturelle. Dans ce dernier cas, il a été rapporté des cas de fuites des réservoirs où sont stockées les eaux usées[35].

Des migrations de fluides et de gaz, notamment de méthane, peuvent se produire en cas de défauts de structure du ciment des puits et migrer vers la surface ou vers les eaux souterraines, notamment vers des aquifères peu profonds utilisés comme source d’eau de boisson[36]. Le méthane est inflammable et on rapporte un cas d'explosion dans une maison près de Cleveland en 2007, accident rapporté à un défaut de l'enveloppe de ciment d'un puits proche[37]. Dans certaines régions il existe à l'état naturel du méthane dans les aquifères et la part de méthane résultant de l'exploitation d'HCNC est controversée[38].

Des cas de pollution accidentelle des nappes souterraines par fuite de gaz, accumulation de radium et de radon, contamination par les eaux usées injectées contenant des produits désinfectants ou des perturbateurs endocriniens sont mentionnés. La validité méthodologique de toutes ces études est très inégale et globalement, elles ne permettent ni d'affirmer ni d'infirmer et encore moins de quantifier un risque pour la santé humaine.

Sismicité

Le risque à long terme de sismicité induite par la fracturation hydraulique extensive est mal connu.Cependant, des informations sont disponibles sur le risque à court terme (Marcellus, Utica).

En 2013 une compilation[39] a rapporté plusieurs séismes de magnitude allant jusqu'à 3,8 attribués à la fracturation hydraulique, notamment dans un bassin d'exploitation de gaz de schiste en Colombie Britannique où 38 séismes ont été détectés entre 2009 et 2011. Les auteurs rappellent que d'autres modes de production d'énergie peuvent également provoquer des séismes (mines, barrages, injection de fluides pour l'exploitation de l'énergie géothermique...).

Annexe 2 : Le point sur les études existantes : Les études épidémiologiques

Un certain nombre d’études portant sur les conséquences de l’exploitation des hydrocarbures de schiste pour la santé des personnes ont été conduites, notamment aux Etats-Unis où cette activité a commencé il y a environ 8 ans.

Ont été ainsi analysés les éventuels effets sur la fertilité, le fœtus et le nouveau-né, les nombreux symptômes allégués par les populations proches des puits de fracturation, la survenue de cancers chez les enfants et l'impact social sur les communautés locales (cet impact pouvant avoir des conséquences sanitaires)

Fertilité et fœtus

Deux études sur d’éventuelles conséquences fœtales d’une exposition aux nuisances de la fracturation hydraulique ont été publiées.

L'étude de Hill[40] évalue ces conséquences potentielles par plusieurs paramètres : poids de naissance, durée de la gestation, score APGAR 5 minutes après l’accouchement, petite taille pour le terme, anomalie congénitale, prématurité et décès de l’enfant.

D’éventuels facteurs de confusion maternels ont également été recueillis : âge, ethnie, niveau d’éducation, statut socio-économique et marital, couverture sociale et tabagisme. Cette étude conclut que, comparés aux enfants vivant près d’un site d'exploitation de HNC à venir, les enfants vivant à moins de 2,5 km d’un site « actif » avaient de manière significativement différente un poids de naissance, un APGAR et une taille pour le terme plus faibles. Il n’y avait pas de différence significative entre les deux groupes pour la prématurité, les anomalies congénitales ou le décès de l’enfant. Les auteurs de l’étude concluent à une relation de cause à effet entre le développement de la fracturation hydraulique et les anomalies mises en évidence par leur étude. En ce qui concerne le mécanisme par lequel ces anomalies pourraient être expliquées (si les puits de fracturation hydraulique étaient réellement en cause), E. Hill ne retient pas les conséquences d’une éventuelle contamination de l’eau, mais celles d’une contamination de l’air.

Cette étude présente un certain nombre de faiblesses méthodologiques :

  • D’autres facteurs non pris en compte peuvent être à l’origine des différences observées entre les deux groupes d’enfants ;

  • Le caractère actif/non actif du puits le plus proche n'est pas un indicateur validé de l'exposition à un contaminant transporté par voie aérienne. Il peut en résulter des erreurs dans le classement des sujets de l'étude en exposés ou non exposés ;

  • Certaines données importantes n'ont pas été recueillies (surveillance prénatale, modes de vie de la mère, pathologies maternelles chroniques, complications périnatales) et n'ont donc pas été prises en compte ;

  • Il s'agit d'une étude rétrospective qui ne tient pas compte des modifications éventuelles de l'habitat pendant la grossesse.

Globalement, cette étude n'apporte pas de preuve convaincante d'un effet de la fracturation hydraulique sur le déroulement de la grossesse de personnes résidant à proximité d'un puits. Elle ne permet pas non plus d'éliminer un tel effet.

Dans l'étude de McKenzie[41] les auteurs ont recherché rétrospectivement un effet de la fracturation hydraulique dans une cohorte de 124 842 naissances sur la période 1996 - 2009. L'exposition était quantifiée par la densité des puits du voisinage dans un rayon de 10 miles, pondérée par l'inverse de la distance. Les effets recherchés étaient les anomalies congénitales cardiaques, neurologiques, fentes labiales, prématurité et petit poids de naissance. Les auteurs ont trouvé une augmentation de 30% des anomalies congénitales cardiaques pour le tiers le plus exposé (IC 95% = 20-50 %) et une augmentation de 100% des anomalies congénitales neurologiques pour le tiers le plus exposé (IC 95% = 0-390 %). L'exposition était associée à un plus faible risque de prématurité et de petit poids de naissance.

Cette étude est l'objet des mêmes faiblesses que celle de Hill et les deux études conduisent à des résultats contradictoires. Les auteurs du rapport concluent qu'en considérant ces deux études, le lien entre la proximité de puits de fracturation hydraulique pendant la grossesse et les problèmes à la naissance, s'il existe, n'est pas clair.

Symptômes allégués

Des enquêtes ont recueilli des signalements des symptômes, humains ou touchant des animaux, qui pourraient avoir pour origine la proximité de puits de fracturation hydraulique. Parmi ces symptômes, on peut citer une gêne respiratoire, une sensation de brûlure cornéenne, des maux de tête, des signes gastro-intestinaux, dermatologiques ou neurologiques divers.

Il ne s'agit pas à proprement parler d'études épidémiologiques, ce recueil n'étant pas fait selon un protocole préétabli, comparatif et prenant en compte l'exposition aux substances suspectées et à d'éventuels facteurs de confusion. Ces enquêtes peuvent être utiles à l'élaboration d'hypothèses et de véritables études épidémiologiques destinées à infirmer ou confirmer l'impact sanitaire des puits de fracturation hydraulique, mais elles ne permettent pas de conclusion dans un sens ou l'autre quant à la réalité de ces impacts.

Impact social sur les communautés locales

L'impact social de la fracturation hydraulique se traduit, pour les personnes résidant à proximité, par une altération de la qualité de vie liée aux nuisances directes (bruit, odeurs, pollution) et à la saturation d'infrastructures existantes (routes, système de santé...). Ces nuisances sont plus marquées quand il s'agit de petites communautés rurales isolées, mal armées pour gérer des modifications rapides de la situation locale. Ces impacts peuvent entrainer un état de stress et l'augmentation de la fréquence des nombreuses pathologies qui l'accompagnent.

L'augmentation massive des transports routiers a un impact important. Au-delà des nuisances sonores, et des dommages aux infrastructures routières, une étude conduite en Pennsylvanie[42] a montré que le nombre d'accidents de la route (voitures et camions) était de 15 à 23 % plus élevé dans les comtés où est pratiquée la fracturation hydraulique que dans les autres (61 - 65 % pour les seuls camions).

Impact sur l’incidence des cancers chez les enfants

Une seule étude (Fryzek[43]) a été conduite sur le risque d'induction de cancer à proximité d'installations de fracturation hydraulique. Elle ne montre pas de différence significative entre l'incidence des cancers de l'enfant avant et après mise en œuvre de la fracturation hydraulique.

Cette étude n'est guère probante : de telles études, dites " longitudinales" ont une sensibilité d'autant plus faible que la pathologie en cause est rare (ce qui est le cas ici) ; le délai entre le début de la fracturation hydraulique est très bref. De ce fait, les conclusions rassurantes de l'article ont été contestées[44].

Conclusion sur les études épidémiologiques existantes

Les données scientifiques sur l'impact de la fracturation hydraulique sont limitées. Les rapports ou publications ne sont souvent que préliminaires et de méthodologie contestable. De plus, les études disponibles portent principalement sur les impacts environnementaux et non sur les effets sanitaires proprement dits. Ces études suggèrent cependant des risques sanitaires potentiels et ils permettent de planifier des études futures plus robustes pour les confirmer ou les infirmer.

Toutes les études (citées par le rapport du Department of Health de l’état de New York) ont une faiblesse majeure : l'évaluation de l'exposition, sur laquelle les incertitudes dépassent probablement la variabilité naturelle des pathologies investiguées, et qui repose sur des indicateurs différents d'une étude à l'autre, empêchant toute comparaison ou fusion des données. C'est sur ce point que devrait porter en priorité un effort de recherche et de standardisation.

Si des recherches complémentaires sont évidemment nécessaires et prônées par toutes les institutions concernées, les grandes études planifiées ou en cours[45] (citées par le rapport du Department of Health de l’état de New-York) montrent une absence de stratégie de recherche coordonnée, mais au contraire des études dispersées sans stratégie globale.

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[40] Hill 2013. Cette étude n'a pas été publiée dans une revue scientifique avec comité de lecture, mais simplement mise sur Internet.
[41] Lisa M. McKenzie, Ruixin Guo, Roxana Z. Witter,  David A. Savitz,  Lee S. Newman et John L. Adgate - Birth outcomes and maternal residential proximity to natural gas development in rural Colorado - 2014 - Environ Health Perspect 122:412–417; doi:10.1289/ehp.1306722 [Online 28 January 2014].
[42] Jove Graham, Jennifer Irving, Xiaoqin Tang, Stephen Sellers, Joshua Crisp, Daniel Horwitz, Lucija Muehlenbachs, Alan Krupnick et David Carey -Increased traffic accident rates associated with shale gas drilling in Pennsylvania - Janvier 2015. 
[44] Goldstein BD - Obfuscation does not provide comfort: response to the article by Fryzek et al on hydraulic fracturing and childhood cancer - 2013 - Journal of occupational and environmental medicine / American College of Occupational and Environmental Medicine 55:11 2013 Nov pg 1376-8. 
[45] Marcellus Shale Initiative Study sur l'asthme et les questions obstétricales ; University of Colorado sur les aspects socio-écologiques ; USA Environmental Protection Agency sur les ressources en eau potable ; Pennsylvania Department of Environmental Protection sur l'exposition aux rayonnements ionisants ; University of Pennsylvania Study sur les impacts sanitaires.

7 / RÉFÉRENCES

Etat des connaissances sur la relation entre les activités liées au gaz de schiste et la santé publique (mise à jour)

Date : Septembre 2013

Auteurs : Institut National de santé publique Québec

Il s’agit d’un rapport synthétique fondé sur l’ensemble de la documentation existante en matière d’environnement et de santé liés à l’exploitation des hydrocarbures de schistes. Il fait le point  sur les différents risques identifiés : pollution de l’air, contamination des eaux souterraines et de surface, qualité de la vie et santé psychologique et sociale. Le rapport souligne le besoin de gérer le risque de santé publique éventuel de manière prudente, en s’appuyant sur des études scientifiques rigoureuses, en particulier la mesure des paramètres présents avant toute opération.

Review of the potential Pubic health impacts of exposures to chemical and radioactive pollutants as a result of Shale Gas extraction

Date : Octobre 2013

Auteurs : Public Health England - Dept of Health

Ce document est également un rapport de synthèse sur les risques sanitaires potentiels. Il aborde en particulier les effets potentiels de pollution de l’air et de l’eau. Il conclut sur le caractère non conclusif des études actuelles sur la santé, et sur l’importance de disposer d’un cadre réglementaire précis assorti de processus de contrôle, et de mesures de la qualité de l’air et de l’eau avant, pendant et après les opérations de forage et de production.

Final Supplemental Generic Environmental Impact Statement on the oil, gas and solution mining Regulatory Program

Date : Juin 2015

Auteurs : Department of Environmental Conservation – New York

Ce rapport est centré sur la situation spécifique de l’Etat de New York qui est concerné par l’exploitation des hydrocarbures de la formation Marcellus. Il conclut comme les autres rapports mentionnés ci-dessus à l’absence de conclusion scientifique sur les problèmes de santé liés à l’exploitation des hydrocarbures de schistes, et recommande un moratoire provisoire sur la fracturation hydraulique dans l’attente de conclusions scientifiques plus solides.

Assessing the Impact of Shale gas on the Local Environment and health (2nd interim report)

Date : Juillet 2015

Auteurs : Task Force on Shale Gas (Grande-Bretagne)

Ce document fait un examen critique des publications existantes, en particulier celles mentionnées ci-dessus. Le rapport préconise, pour la Grande-Bretagne, l’établissement par le Gouvernement d’une commission d’experts chargée d’intégrer les nouvelles données scientifiques et de recommander les réponses appropriées.

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