Les gaz de schiste, c’est maintenant ou jamais (4e partie)

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Publié le 27.08.2023 dans le Quotidien Le Soir d’Algérie
Par Said Kloul(*)

Luttes contre les risques
La lutte contre les risques a attaqué à la fois les accidents de surface et des puits de gaz. Elle a agi sur les fluides ainsi que sur les produits eux-mêmes : ceux de fracturation et ceux produits par les puits fracturés.

A- Déversements accidentels de fluides
Rappelons que EPA n’a pas disposé d’informations à l’échelle nationale. Ses informations englobent les opérations sur une période de 6 ans et comptent 36 000 déversements qui se sont déroulés dans les zones des puits fracturés. De ce nombre, seulement 12 000 étaient suffisamment documentés ; ils révèlent que 457 d’entre eux (3,8%), avaient un lien avec les fracturations hydrauliques ; sur ces 457 déversements, 151 sont des déversements de fluides de fracturation et des produits chimiques et 225 sont des eaux polluées produites par les puits fracturés. Le volume total déversé a atteint 8 100 m3 ; 40% de ces déversements ne dépassent pas un volume de 2m3. 101 déversements ont atteint un récepteur environnemental mais de surface ; certains y ont provoqué la mort de grandes quantités de poissons. Déjà en 2016 il existait dans certains États américains des réglementations étatiques qui encadraient les risques de déversement pour qu’ils soient contenus dans des enceintes ou pour réduire leurs effets. Ces règles étaient plus ou moins contraignantes d’un État à un autre.
L’API recommande depuis longtemps l’utilisation des moyens de rétention de fluides à deux niveaux après les bacs : les murets ou talus et revêtements plastiques d’excavation qui reçoivent les eaux polluées. Deuxième niveau, pour contrôler un déversement, des produits et matériaux absorbants ou des barrages flottants disponibles sur le marché depuis longtemps.
Des déversements existent mais les erreurs humaines sont responsables de 33% de ceux qui concernent les fluides de fracturation et de 25% de ceux des eaux polluées ; les opérationnels travaillent toujours sur les procédures et la formation du personnel sur ces procédures pour éviter cette importante part de sources de danger. De fait entre 2014 et 2015, le nombre de déversements d’eaux polluées a sensiblement baissé passant de 846 à 609 bien que le nombre de puits ait augmenté.
Pour l’ensemble des déversements, les analyses résumées dans la première partie à propos du nombre et des volumes autorisent de penser que l’on est loin des catastrophes dont on accuse les fracturations hydrauliques.

B- Puits de fracturation et d’injection d’eau
Nous avons vu dans la 2e partie que la pollution des nappes d’eau douce, suite à des incidents mécaniques dans les puits en cours de forage, de fracturation ou d’injection (d’eau, de gaz, de GPL ou de CO2), est rare car les pétroliers érigent des barrières mécaniques (en la forme de cuvelages cimentés) et hydrauliques avec la boue ou autre fluide lourd, mis au point et utilisé des technologies les plus pointues et des procédures opératoires qui réduisent ces risques à un niveau très acceptable par l'opinion (jusqu’à l’avènement des schistes). Sonatrach n’y déroge pas, bien au contraire. Le respect rigoureux des procédures est le mantra des services de l’Amont de Sonatrach. La qualité de la cimentation a toujours été chez ces professionnels l’objet d’une attention particulière. Les procédures de construction de puits et des opérations de fracturation étant très sévères. L’abandon des puits est l’objet de beaucoup de soins, quoi qu’il en coûte : engineering et conduite des opérations. Bien sûr comme en tout, 100% de succès n’est pas garanti, même sur des forages conventionnels.
C’est la raison pour laquelle il y a déjà plus de 45 ans les cimentations étaient contrôlées en Algérie, par les inspecteurs du ministère chargé de l’Énergie, relayés vers les années 1980 par les Directions de l’énergie de wilaya. Je ne sais pas ce qui est advenu de processus de contrôle.
Des incidents peuvent arriver à cause des erreurs humaines tout au long du processus allant de la fabrication des équipements jusqu’à l’achèvement des opérations et le contrôle ; mais aujourd’hui avec les compétences acquises par Sonatrach, ils deviennent l’exception et ne peuvent être que de faible ampleur. Dans la profession, nous en sommes convaincus.
Une bonne connaissance de la tectonique de la zone, notamment les fractures naturelles, est indispensable. Il faut utiliser tous les moyens de contrôle et de surveillance sur ces zones comme les mini-sismologues durant les opérations de fracturation et de l’injection des eaux polluées. Des puits d’eau témoins doivent être dédiés à cette fonction : anciens producteurs d’eau ou puits de gaz transformés ou forés spécialement à cet effet pour suivre la qualité de cette eau par échantillonnages et analyse de laboratoire. Pour ces analyses, les techniciens doivent disposer d’appareils adaptés pour détecter la présence même infime de produits étrangers au milieu, afin d’y repérer une éventuelle pollution par les fluides de fracturation ou les eaux de rejet. Selon la réglementation de plusieurs États américains, ces analyses doivent être réalisées avant, pendant et après les opérations. Ces puits doivent être situés à moins de 800 m des puits à fracturer et des puits d’injection pour surveiller les changements de composition de l’eau.
Partant des cas supposés de contamination des ressources d’eau souterraines, de nombreux États américains interdisent les bassins de percolation et imposent des bassins de stockage étanches pour les eaux produites par les puits (soit fracturés, soit producteurs conventionnels).

C- Fluides de fracturation
Les sociétés de services travaillent depuis longtemps à réduire la fréquence des incidents et à utiliser des ingrédients dont les effets sont atténués ; exemples :
- Des additifs pour polymères sans gel.
- Le remplacement des concentrés de gel liquides par des produits pulvérulents plus faciles à manipuler.
- Des polymères biodégradables.
- L’utilisation des ultraviolets pour le contrôle des bactéries.
- L’utilisation de nouveaux agents chélateurs pour remplacer les acides forts.
- Produits surfactants viscoélastiques sans polymère, moins toxiques que les polymères.
- Remplacement récent des acides forts par des acides organiques.
- Tendance à utiliser des produits qui possèdent des propriétés physicochimiques les rendant moins mobiles ou biodégradables rapidement et donc moins nocifs.
- Pour les eaux produites, recours si nécessaire à des traitements avancés comme l’osmose inverse pour éliminer la totalité des solides dissous bien que ce procédé soit cher (EPA, 2016).
- Augmentation des quantités réutilisées d’eaux produites récupérées d’où réduction de la consommation d’eau douce.

D- Risques pour les eaux souterraines en Algérie
Dans les cas des déversements suivis d’infiltrations, les couches d'eau douce proches de la surface courent plus de risques que celles qui sont profondes. Les premières sont essentiellement les nappes phréatiques et, en Algérie, au Sahara central, l’Albien dont la profondeur varie de 13 à 30 mètres vers Adrar («Accès à l’eau souterraine et transformations de l’espace oasien : le cas d’Adrar (Sahara du Sud-ouest algérien) - Sid Ahmed Bellal & al. Université d’Oran»). Dans cette région, les foggaras sont alimentées dans beaucoup de cas par cette nappe. La pollution peut donc avoir des conséquences dramatiques.

D1- Quels sont les risques ?
Ce qui est rassurant, c’est que la pollution de l’Albien dans cette région, suite à des incidents mécaniques dans les puits en cours de fracturation, n’a pas été rencontrée malgré le forage de plusieurs centaines de puits dans ces régions. Les pétroliers ont de tout temps veillé à l’intégrité des forages (celle des cuvelages dont la cimentation est l’objet de beaucoup de soin). Une barrière hydrostatique est érigée avec la boue ou autre fluide lourd et des procédures opératoires instaurées qui tendent en permanence à réduire ces risques. Pour les services concernés de Sonatrach, la sécurité des puits a toujours été un souci majeur. Sonatrach a fait des efforts de formation gigantesques et je crois être autorisé à dire qu’elle a été payée en retour.
Dans les régions où l’Albien est à très faible profondeur, il faut surtout accorder la plus grande attention au suivi rigoureux des intervenants et à la manipulation des produits et des fluides ainsi qu’à la maintenance des matériels et équipements, sources de déversements de surface.
Pour ce qui est de la rupture des cuvelages qui protègent des contaminations, les nappes d'eau douce, les données suivantes renforcent nos convictions sur la rareté de ce genre d’accident.

D2- Des statistiques
Un rapport de l’EPA qui a étudié les puits sur une période de 15 ans environ donne une fréquence de 0,5% pour ces incidents. Appliqué aux 350 000 puits fracturés aux USA entre l’année 2000 et une partie de 2014, on obtiendrait environ 1750 incidents (EPA, 2015). Quelques études spécifiques donnent des estimations inférieures ou égales à 1% mais ne précisent pas si elles concernent les puits fracturés ou s’étendent à tous les puits. D'après une étude (Michie and Coch, 2011), sur 731 puits d’injection d’eau salée du bassin de Williston au Dakota du Nord (EPA, 2016), la fréquence est de 6 000 pour 1 000 000 lorsque la statistique concerne tous les puits, c’est-à-dire incluant tous les puits quelle que soit la configuration des cuvelages. La fréquence chute à 7 pour 1 000 000 lorsque la statistique est restreinte aux puits équipés d’un cuvelage intermédiaire cimenté qui couvre la nappe d'eau la plus profonde, c’est-à-dire qui sont dotés de 3 cuvelages au total au moins. Je puis affirmer qu’en ce qui concerne Sonatrach, lorsque le géologue prévoit une couche d’eau douce, le design du forage inclut toujours un cuvelage intermédiaire de protection au moins, cimenté aux droits de ces nappes. Le «cuvelage de production» est cimenté et la cimentation remonte quelques dizaines de mètres dans le cuvelage précédent. Pour nos schistes et compte tenu des pratiques en vigueur chez Sonatrach, sur un programme de 40 000 puits, nous pourrions dire sans trop de risque de nous tromper de beaucoup que nous pourrions avoir, au plus, 1 rupture de cuvelage qui pourrait mettre en danger la couche d’eau douce.
Notons que ces ruptures ne donnent pas nécessairement lieu à des contaminations de nappes, pas même à des mouvements de fluides ce qui demande un certain nombre de conditions pour se produire.
Il arrive que les pétroliers américains, notamment les petits propriétaires, sans vouloir mettre en doute l’expertise des professionnels, fassent l'impasse sur les risques en réduisant le nombre de cuvelages ou en faisant appel à des sociétés de service insuffisamment équipées ou expérimentées et ce pour des raisons de coûts. Il m’a été rapporté que certains forages d'eau, parmi ceux réalisés à l'époque de M. Kasdi Merbah, ministre de l'Agriculture, pour la «Ferme» de Gassi Touil, par des Américains ramenés spécialement pour cela par son ministère, ont subi des fuites graves dans les cuvelages (ruptures ou collapses ?) après quelques années de fonctionnement.
Loin de moi de vouloir réfuter toute incrimination de la fracturation hydraulique. Je suis certain que des cas de pollution doivent y trouver leurs origines. Les moyens mis en place pour les combattre sont suffisamment efficaces pour les réduire au minimum admissible.

E- Secousses telluriques induites
En ce qui concerne les tremblements de terre, l’API signale qu’aux États-Unis, les opérateurs de l’industrie pétrolière et gazière, les organisations académiques et les structures gouvernementales spécialisées sont tous engagés dans la recherche sur la sismicité induite par les opérations de fracturation pour comprendre les principes scientifiques et les mécanismes physiques qui les sous-tendent afin d’éviter de les déclencher ou de réduire leurs risques au regard de la probabilité de leur survenue et/ou du niveau de leur impact. Le processus concerne l’étude du site sous tous les aspects géologiques, hydrogéologiques, environnementaux… humains, celui des infrastructures immobilières et de transport. Il concerne aussi la sismicité dont l’étude des fractures naturelles et les risques de leur réactivation ainsi que les mouvements de sols ; le débit d’injection des eaux rejetées par les puits fracturés ayant des effets sur ces incidents, on peut envisager un plan d’action comme modifier le programme d’opérations, par exemple limiter le débit de pompage. On peut aussi si nécessaire changer de puits pour éviter des fractures naturelles qui présentent des risques.
- De fait pour éviter ces secousses ou réduire leur intensité, des limites strictes au débit d’injection sont imposées. 8 États ont pris des mesures dans ce sens comme l’Oklahoma où cette mesure a concerné 600 puits d’injection d’eau.
- Pour appliquer ces décisions, il est nécessaire de mesurer en continu ces secousses et donc d’installer des sismologues. USGS en a installé de très sensibles sur de nombreux sites d’activités liées à la fracturation hydraulique à travers plusieurs États comme le Texas, l’Oklahoma, l’Indiana, le Kansas… pour suivre les incidents et préconiser des actions afin de les éviter ou réduire leurs effets. Ils mesurent des mini-secousses (amplitude de l’ordre de -2,5) autour des zones de puits d’injection en activité. Les opérations doivent être arrêtées en cas de secousses d’intensité supérieure à un certain niveau (dépendant du lieu).
Aux USA en général, la secousse sismique tolérée en fracturation va jusqu’à 4 sur l’échelle de Richter. (Au Royaume-Uni, elle est de 0,5, ce qui est totalement impossible à respecter et qui a poussé les opérateurs à réclamer du gouvernement de s’aligner sur les États-Unis) (OGJ 4/2/2019).
Les sismologues permettent de suivre la fracture provoquée et ses extensions. Cette technologie était en usage chez les opérateurs il y a plus de 40 ans avec des appareils moins précis, toutefois.
- Les états américains et les provinces canadiennes ont adopté dans ce cadre chacun une stratégie propre pour faire face à ces risques mais en aucune manière l’exploitation des schistes n’a été totalement suspendue.
- La RRC du Texas, ainsi que l’agence de régulation de l’État du Nouveau Mexique ont imposé aux opérateurs de réduire le débit d’injection qui est un facteur important, sinon le plus important, de déclenchement des secousses telluriques. Oklahoma avait aussi, suite à une secousse de 4,1 sur l’échelle de Richter de novembre 2015, réduit le nombre de puits injecteurs d’eau à 4 dans la région du séisme. (OGJ du 3/12/2015).
Ces décisions, qui ont eu des résultats positifs, ont malheureusement exacerbé le problème de la gestion de ces eaux car les volumes d’eau s’accumulent, entravant la mise en production des puits et freinant le programme des fracturations.
- À la fin 2016, en Oklahoma, OGCD a édicté des règles à suivre pour juguler les risques de secousses telluriques : à la survenance d’une secousse d’intensité supérieure à 2,5 degrés sur l’échelle de Richter dans un rayon de 2 km autour d’une zone d’opération de fracturation, l’opérateur devra édicter en interne des actions de mitigation, sans arrêter les opérations. Si l’intensité de l’incident est supérieure ou égale à 3 degrés l’opérateur arrêtera les opérations durant au moins 6 heures et conférera avec OGCD. Si l’activité sismique s’atténue entre-temps, les opérations peuvent reprendre avec révision des procédures. Si l’intensité de l’incident dépasse 3,5 les opérations sont arrêtées et OGCD et l’opérateur doivent se rencontrer et décider de la suite des opérations (OGJ, lettre du 21 décembre 2016).
- Selon le rapport de UNCTAD, pour l’octroi des permis de forage horizontaux dans un rayon de 4800 m d’une zone où des secousses d’intensité supérieure à 2 avaient déjà été ressenties, l’OHIO a imposé dès 2014, l’installation de sismographes précis. L’État a imposé d’arrêter les opérations pour évaluer la situation dès qu’on observait un incident de magnitude 1 sur l’échelle de Richter.
- Des organismes spécialisés utilisent des photographies satellites pour surveiller les soulèvements millimétriques de sol et alertent les organisations concernées si une anomalie est constatée.
- Ces mesures ont permis avec succès de réduire le nombre de secousses sismiques d’intensité supérieure à 3,5.
On voit ainsi que dans cette aventure, le régulateur et les services de contrôle ont un rôle important à jouer ; ils doivent suivre attentivement le processus, faire appel à des experts pour comprendre les phénomènes et édicter des règles en conséquence ; car malheureusement, il n’existe pas de solutions universelles : les secousses telluriques induites dépendent de la géologie et des conditions de surface du lieu considéré (API, Seismicity Associated with Wastewater Disposal Well-2022).
Il est vrai que chaque année, les USA enregistrent sur leur territoire de nombreuses secousses telluriques. Au total,
1 440 000 d’intensité inférieure à 5 degrés sur l’échelle de Richter ont été ressentis. Depuis l’année 1900, il a été enregistré
1 469 incidents d’intensité comprise entre 5 et 8 degrés dont 140 supérieurs à 7. Compte tenu du nombre d’organismes d’étude qui s’intéressent à ces phénomènes, les séismes sont de mieux en mieux compris.

F- Risques du marché
Les risques de marché ne sont pas des moindres. Les hydrocarbures, le gaz en particulier, ont une importance stratégique élevée pour tous les pays du monde (alors que les «commodités» ne le sont que pour les pays qui les produisent).
L’économie des gaz de schistes est très sensible au prix du gaz. Dans une note de Bloomberg du 22 mars 2023, le CEO de Quantum Energy Partners (plus de $20 milliards d’actions du secteur privé) estime que le prix du gaz devrait augmenter de 30% aux USA pour que les schistes continuent à être rentables (WO du 6 avril 2023). Il faut dire que le prix du gaz à Henry Hub était alors de 2,6$/MMBTU. Bien que nous ne puissions pas ignorer l’incertitude qui va peser sur le marché pendant quelques années encore, de nombreuses indications laissent cependant prévoir une réelle embellie. Pour Rystad Energy (Ucube août 2022), l’investissement global augmentera de 50% en 2024 par rapport à 2022. Dans un rapport conjoint de février 2023, l’IEF et Standard&Poor Commodity Insights estiment que les investissements annuels dans l’amont pétrolier et gazier devraient passer de 499 milliards de dollars en 2022 à 640 milliards de dollars en 2030 pour satisfaire la demande. Il n’y a pas longtemps, Wood McKenzie (The Edge, 31 août 2022) rapportait que les commandes de turbines à gaz avaient bondi en 2022 totalisant 10 000 MW au premier semestre, égalant la totalité des commandes de 2019.
Le parc d’unités de liquéfaction de gaz en cours de construction (180 MMT/an de GNL de capacités, soit 45% du marché actuel. Ajoutons qu’une capacité supplémentaire de 250 MMT/an de projets identifiés est en cours dans diverses parties de la planète notamment le Qatar, l’Afrique (Tanzanie, Mozambique) et l’Amérique du Nord. Ceci est confirmé par Rystad Energy qui estime que la production de GNL va passer de 400 MMT/an à plus de 500 MMT/an en 2030 soit une augmentation de 25%. ENI vient d’acquérir Neptune pour 4,9 milliards $ pour renforcer ses capacités de production de gaz. Le vice-président GNL de Shell vient de déclarer : «Nous avons toujours su que le gaz était crucial pour la transition énergétique ; mais aujourd’hui, notre stratégie est construite autour de notre croyance que le gaz va continuer à jouer un rôle clef dans la transition énergétique.» De son côté, BP PLC s’active à pomper encore plus de gaz et de pétrole qu’elle n’avait planifié précédemment. Le vice-président Midstream de Chevron clame que le gaz a, à long terme, un rôle important dans la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Les acheteurs européens, dit-il, sont en train de signer des contrats de gaz de 10 ans ou plus. (Bloomberg, rapporté par WO 22/6/2023). Selon Bloomberg, pour s’assurer contre une pénurie d’énergie, la Chine vient de signer un accord avec le Qatar qui porte sur une durée au-delà de 2050 et un importateur allemand a signé un important contrat d’approvisionnement en GNL américain jusqu’en 2046. (WO 26/6/2023). C’est dire que, en même temps que le gaz récupère une place de choix dans le mixe énergétique à moyen et long terme, le marché va rétrécir et la concurrence sera rude, une stratégie est donc indispensable.
La situation n’est pas très différente pour le pétrole ; en effet Equinor vient de décider de développer un projet de 1 milliard de Bbl pour 9 milliards de dollars ; le champ mexicain de Trion de 479 MMbbl est en cours de développement avec 24 puits et va rentrer en production en 2028 avec 100 000 Bbl/j.
La Norvège, quant à elle, vient d’autoriser, ces jours-ci, le développement de 19 projets de pétrole et de gaz d’un coût prévisionnel de 18,5 milliards de dollars.
Cette embellie se traduira cependant par une course qui sera très disputée. Pour combattre ces risques, faisons confiance à nos économistes et aux commerciaux de Sonatrach ; ils savent y faire.
S. K.
(À suivre)

(*) Ancien directeur de la division forage de Sonatrach. Ancien conseiller pour l’amont du P-DG de Sonatrach.