Partager l'article ! Etats-Unis: La sècheresse va-t-elle briser l'élan productif du shale oil et du shale gas ?: Les Etats-Unis connaissent leur plus importante sé ...
Samedi 28 juillet 2012
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Les Etats-Unis connaissent leur plus importante sécheresse depuis plus de 50 ans, l'industrie du gaz et du pétrole se trouve confrontée à une situation compliquée, mais néanmoins prévisible.
Un article du monde en date du 28 juillet annonce: La sécheresse aux États-Unis s'intensifie à un rythme sans précédent. Les zones agricoles du midwest sont particulièrement touchées alors qu'elles produisent 75% du maïs et du soja américain. Face à une telle situation les restrictions deviennent indispensables et c'est ce qui pose problème à l'industrie pétrolière et gazière.
Carte des zones touchées par la sécheresse
Les USA sont sous le feu des projecteurs en ce moment avec leur "formidable" boom de la production de pétrole et de gaz non-conventionnels. Ils sont devenus le symbole de la nouvelle ère du pétrole, faisant naître l'espoir d'une possible poursuite du modèle de société en vigueur. Les articles et ouvrages se multiplient pour indiquer que le pic pétrolier n'existe plus, que le prix du pétrole a changé la donne et que dorénavant, nous allons vivre une surproduction pétrolière grâce aux formidables progrès technologiques.
Seulement voilà, les hydrocarbures dont il est question sont dans la roche mère, c'est à dire une roche très peu perméable et qui ne laisse pas circuler les fluides. Comme je l'ai expliqué dans un autre article, il faut donc réaliser des fracturations hydrauliques pour permettre au gaz et au pétrole de s'échapper et de remonter à la surface. Non seulement ce type d'exploitation implique un grand nombre de fracturations pour maintenir une production suffisante, mais chacune de ces fracturations nécessite une très grande consommation d'eau douce et c'est là tout le problème !
Le dernier numéro du Oil&Gas Journal (à sortir en kiosque le 30 juillet) fait le point sur ce défi auquel sont confrontés les exploitants: maintenir la production énergétique indispensable à l'économie américaine, malgré un manque d'eau généralisé.
Shale oil (huile de schiste) - Eagle ford et Bakken
Eagle Ford est la seconde région pour la production du shale oil après le Bakken (North Dakota), avec une production supérieure à 500 000 barils par jour. La demande en eau pour l'exploitation dans cette région représente 570 m3 par forage et 22700 m3 pour chaque fracturation . Or aujourd'hui, non seulement les producteurs doivent aller chercher l'eau par camions à plus de 50 km (un camion type transporte 20m3), mais les fermiers qui hier vendaient leur eau à 0,13$/L*, sont très soucieux de voir leurs réserves s'épuiser et refusent de la vendre à 0,2$/L* (+50%). Dans ces conditions, autant dire que la situation inquiète à la fois les compagnies mais également l'ensemble des fermiers de la région. La même préoccupation grandit pour les fermiers du Bakken (première région de production pour le shale oil) quant à la disponibilité de l'eau.
Camion d'eau sur un site de shale gas (Marcellus)source
Shale gas (gaz de schiste) - Marcellus
La région de Marcellus est réputée pour son immense gisement de shale gas (410 Tcf soit 6 fois les réserves prouvées de gaz naturel de l'Union Européenne). La Susquehanna River Basin Commission a suspendu les permis de prélèvement d'eau dans les rivières, ce qui impacte une trentaine de compagnies. La situation déjà difficile de ces entreprises à cause de la baisse des prix du gaz aux USA, risque de s'aggraver avec l'augmentation des coûts liés à l'eau. Selon Chris Faulkner, PDG de Breitling Oil&Gas, il n'est pas impossible que les producteurs s'orientent vers les solutions de désalinisation et de recyclage, bien plus coûteuses, mais qui semblent être les solutions de long terme.
Au-delà des questions économiques, c'est tout simplement pour des raisons techniques liées à l'eau que la production nationale pourrait diminuer et ainsi briser cet élan productif des États Unis, sous le regard curieux des observateurs du monde entier.
Il faudrait tirer les enseignements de ces pratiques extrêmes. Avec l'exploitation excessive des ressources de la roche mère, nous reproduisons l'erreur de l'éthanol de maïs en créant une concurrence entre énergie et alimentation. Nous savons déjà que l'eau est un des plus grands enjeux planétaire, un élément indispensable à la survie de l'Homme, et nous gaspillons cette ressource pour tenter, à travers le prisme de l'énergie, de retrouver une croissance qui ne renaîtra plus de ses cendres.
*Suite au commentaire de Philippe, je précise que ces prix de vente de l'eau sont bien ceux
donnés dans l'article du Oil&Gas journal. Cependant, ils semblent bien trop élevés pour être réalistes car cela représente un coût de 3 à 5 millions de dollar par fracturation, rien que pour
l'eau. On peut raisonnablement supposer que les chiffres réels sont plutôt de 0,13 cents et 0,2 cents plutôt que 0,13$ et 0,2$, soit une erreur d'un facteur 100.
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24/05/2013 09:59:09Faut-il vraiment chercher à remplacer le pétrole ?Michel
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21/05/2013 23:13:33Faut-il vraiment chercher à remplacer le pétrole ?écodouble
Excellent, Benoît !
Je le mets en lien sur mon blog.
Bien à toi,
Robin pour Evreux Territoire en Transition
(que trop de gens confondent avec la transition énergétique !)
Bravo Benoit pour ce regard , lucide simple et courageux !
A Chateuneuf sur Loire, etes vous en rapport avec le patron de Baudin- Chateuneuf ?
Damien Collombot, c'est un jeune ouvert, qui pourrait être ouvert à la transition ?
A suivre
Tenez bon !
Merci pour ces belles et utiles reflexions
Philippe VACHETTE
Tel: 04 79 85 96 06 / 06 80 44 22 90
pvachette@free.fr
Benoît, le prix que tu annonces pour l'eau ne peut pas être bon. Tu dois vouloir dire 20 cents par mètre cube, pas par litre. Sinon, une fracturation hydraulique coûterait 3 millions de dollars rien que pour l'eau ! Et à 20 cents par litre, je ne vois pas un fermier qui refuserait une fortune pareille, quitte à laisser crever ses récoltes...
Philippe,
OGJ annonce un prix de 50 et 75 cents/Gallon. Sachant qu'1 gallon = 3.7854 L, cela correspond à 13.2 cents/L et 19.8 cents/L. Cela me parait énorme également mais ce sont pourtant les chiffres annoncés par le pdg de Breiling et repris par OGJ. Si les chiffres annoncés sont faux, alors c'est qu'il y a une coquille dans ce magazine de réference.
bonjour,
Deux élements à prendre en compte au sujet du problème de l'approvisionnement en eau, nécessaire aux fracturations hydrauliques:
Donc, ce n'est pas un problème d'eau qui va limeter l'exploitation des gaz de schiste.
cordialement
JN
Bonjour Jacques et merci pour ce commentaire.
Certes, il y a des possibilité mais qui vont largement contraindre la production, à la fois pour des raison de coût mais sachant que les profits sont important aujourd'hui, c'est surtout l'EROI qui va être impacté. Quel est le coût énergétique de la désalinisation et/ou du retraitement des eaux ?
Par ailleurs, je n'ai jamais vu nulle part qu'il était possible de récupérer 90% de l'eau de fracturation. ce chiffre me semble excessif. Auriez-vous des exemples ?
Merci
Bonsoir,
Pouvez-vous me dire qu'est-ce que vous entendez par EROI ?
Quant à la désalisation et au re-traitement des eaux, ce sont des opérations parfaitement maitrisées de nos jours qui nécessitent peu de moyens, sachant qu'il existe des méthodes faciles et peu "energievores", telle que décantation et filtrage progréssif. D'ailleurs, une dépche d'aujoud'hui indique que Véolia considère que cela va constituer un axe de développement pour cette compagnie mais, je rajoute, partourt en Europe mais pas en France puisque noss gouvernements successifs craignent trop l'ire des "ayatollah verts".
En ce qui concerne le taux de recouvrement du liquide de fracturation, il faut comprendre que les formations que l'on veut fracturer sont très peu poreuses, donc imperméables et c'est pour cela évidemment qu'on les fracture, mais étant très peu poreuses, elles n'ont pas l'espace suffisant pour héberger un volume supplémentaire et donc une grande partie du liquide de fracturation remonte à la surface dès que la pression est relachée et plus tard aussi au moment de la mise ne production du puits. Certes, 90% de récupération, c'est relativement rare mais je sais que c'est un chiffre courant pour les fracturation des puits du Kurdistan irakien.
cordialement
JN
JN
Pour ce qui concerne l'EROI, il s'agit du retour énergétique sur investissement (Energy return on investment, appelé également ERoEI ou energy return on energy invested.
Théroriquement, ce taux pour une technologie donnée doit être supérieur à 1 pour être énergétiquement rentable, mais dans la réalité, il doit être largement supérieur puisque le calcul n'est valable qu'à la tête de puits. Autrement dit, il faut ajouter le transport, le traitement, la distribution, et toutes les multiples dépenses énergétiques annexes.
Pour les hydrocarbures non conventionnels, l'EROI est bien souvent inférieur à 10 et toute dépense énergétique supplémentaire dans la production peut rendre une technique non rentable. Pour l'éthanol de maïs par exemple, l'EROI serait de 1 environ (0,7 à 1,3 selon les études, c'est à dire que malgré une rentabilité économique liée aux subventions, la rentabilité énergétique est nulle.
Je vais répondre à mon ami Jacques, que je suis heureux de retrouver sur ce blog, au sujet de la récupération des liquides de fracturation. Je pense que cela intéressera aussi Benoît.
Il faut bien comprendre comment fonctionne une fracturation dans un puits horizontal. On isole mécaniquement une zone d’une centaine de mètres de longueur (par des systèmes gonflables appelés « packers » placés tous les 100 mètres dans le train de tubes (le « casing ») descendu dans le puits). La zone ainsi isolée est perforée, et il est pompé, sous très forte pression, quelque 300 mètres cubes d’un gel visqueux portant des billes de sable ou de céramique visant à maintenir les fractures ouvertes. La pression force la roche à se fracturer et le gel pénètre dans les fractures au fur et à mesure que celles-ci se développent. Les grains de sable pénètrent également les mêmes fractures. Ces grains ont pour vocation de garder la fracture ouverte après l’élimination des liquides, au lieu de la voir se refermer sur elle-même à la fin du pompage haute pression.
Il est connu qu’aux grandes profondeurs où les gaz de schistes sont exploités, les fractures se développent verticalement. En fonction de la résistance mécanique relative des roches constituant la zone à fracturer et les « épontes » (la couche au-dessous et la couche au-dessus de la zone d’intérêt), le développement de la fracture ira plus ou moins loin vers le bas et vers le haut. L’expérience et le calcul montrent que ce développement vertical dépasse rarement une centaine de mètres, dans une direction comme dans l’autre.
Au dégorgement (l’opération consistant à expulser du puits tous les liquides qui y ont été pompés), il y a dyssymétrie entre l’éponte inférieure et l’éponte supérieure. Les liquides qui ont empli les fractures ouvertes dans l’éponte supérieure vont retomber par gravité dans le puits horizontal, dont ils pourront être éliminés sans difficultés particulières. Les liquides qui ont empli les fractures ouvertes, et maintenues ouvertes, dans l’éponte inférieure n’ont pas la même chance. La loi de la pesanteur va les empêcher de remonter dans le puits horizontal. Même un afflux éventuel de gaz venant d’une couche plus basse que le puits horizontal ne permettra pas de remonter ces liquides jusqu’au puits. Les liquides piégés dans les fractures ouvertes de l’éponte inférieure sont donc condamnés à y rester pour l’éternité. En d’autres termes, c’est la porosité de fracture créée dans l’éponte inférieure qui piège le liquide de fracturation.
Les caractéristiques de résistance mécanique des épontes expliquent les différences, que l’on observe entre les bassins sédimentaires exploités pour les gaz de schiste, de récupération des liquides de fracturation. Moins il y a de fractures dans l’éponte inférieure, meilleure est la récupération des liquides de fracturation
Il faut noter que le problème ne se pose pas pour les fracturations au propane. La température élevée, et la chute de la pression après l’opération de pompage, font retourner le propane à l’état gazeux, et la loi de la pesanteur joue en sens inverse : la totalité du propane remonte à la surface.
Merci, Philippe, pour ces précisions qui expliquent bien le mécanisme de récupération des liquides de fracturation. Donc, une récupération de 90% est théoriquement possible dans le meilleur cas, même si cela est rare, et c'était là la question de Benoit Thevard.
En ce qui concerne le volume du liquide, je note que tu parles de 300 m3, ce qui me semble beaucoup plus réaliste que les 10 ou 20,000 m3 qui sont mis en avant par les "anti gaz de schiste" pour dénoncer le gaspillage de l'eau. Je me demande d'où vient ce dernier chiffre ?????
Bonjour Messieurs,
Echange fort intéressant et je te remercie Philippe pour les précisions importantes que tu apportes. Pour répondre concernant le volume de l'eau, Les chiffres sont issus du Oil&Gas journal, numéro du 30 juillet 2012:
"The amount of water needed for drilling is a double whammy", int south Texas, which is very hard hit by the drought, Faulkner said. "We're getting push back from farmers, and my fear is that it's going to get worse." He said it takes about 150 000 gal of water to drill an Eagle Ford well and about 6 million gal to frac a well there."
Je doute que les auteurs de cet article soient des "anti gaz de schiste".
Bien à vous.
Les 300 mètres cubes, c'est pour une seule fracturation, sur une longueur de 100 mètres. Le volume d'eau à utiliser pour un puits dépend ensuite du nombre de fracturations réalisées sur ce puits : autant de fracturations qu'il y a de segments de 100 mètres à traiter. On peut atteindre 10 000 mètres cubes s'il y a 3 000 mètres de drain horizontal à traiter. Si on fait des drains encore plus long, une tendance qui semble être l'avenir d'après le rapport interministériel des hauts fonctionnaires français, ça consommera encore davantage d'eau (mais il y aura moins de puits).
bonjour Benoit et bonjour à tous,
je suis, depuis tres longtemps, tres sensibilisé à toutes les thématiques environnementales. j'étais présent à la conférence que vous avez donné à Nantes où j'ai véritablement découvert cette problématique de la raréfaction des énergies fossiles et de notre mode de fonctionnement, j'ai trouvé votre argumentation tres convaincante. depuis je vais régulièrement sur votre blog lire vos articles que je trouve instructifs et pertinents.
j'ai une question qui est la suivante ; quelle regard portez vous sur les récentes déclarations de l'AIE qui prétend que les états unis auront leur indépendance energétique d'ici 2020 et seront même en excédent d'ici 2035 ? est-ce crédible ? ou est-ce de la désinformation ?
perso, d'où je suis, j'y vois une révélation plutôt inquiétante et un bien mauvais signal lancé à la population (en gros, "ne vous inquiétez pas, on a de la ressource, on va continuer à fonctionner comme depuis le début du 20ème siècle !").
cordialement
JC