Implantation d’une usine d’extraction de gaz de schiste sur le bassin d'Ales

Source : Wikicommons (modifié)

Ce projet a été réalisé par des étudiants de l'INP Toulouse dans le cadre du
Bureau d'Etudes Industrielles "Energies Renouvelables et Environnement"

Rouà Ben Dhia (ENSEEIHT-SEE)

roua.bendhia@etu.enseeiht.fr

Audrey Denieul (ENSEEIHT-SEE)

audrey.denieul@etu.enseeiht.fr

Arnaud de Bourayne (ENSIACET-GE)

arnaud.debourayne@ensiacet.fr

Dorian Fontanilles (ENSAT-GE)

dorian.fontanilles@etu.ensat.fr

Baptiste Brun-Cottan (ENSEEIHT-SEE)

baptiste.bruncottan@etu.enseeiht.fr

Ahmed Hmani (ENSEEIHT-GE)

ahmed.hmani@etu.enseeiht.fr

Augustin Cabanal-Duvillard (ENSEEIHT-GE)

augustin.cabanalduvillard@etu.enseeiht.fr

Margaux Ravenel (ENSAT-GE)

margaux.ravenel@etu.ensat.fr

Marion Chapalain (ENSAT-GE)

marion.chapalain@etu.ensat.fr

Claire Raviart (ENSAT-GE)

claire.raviart@etu.ensat.fr

Résumé/abstract

RÉSUMÉ

Le gaz de schiste est un sujet polémique. Avec la diminution des réserves de pétrole et de gaz, de nouvelles technologies pour accéder à du gaz naturel ont émergées. Si le gaz conventionnel est présent dans des réservoirs de roches perméables, le gaz de schiste est lui piégé dans les pores de roches schisteuses rendues impérméables par l'argile qu'elle contient. L’extraction de cette énergie fossile est alors plus complexe. Les méthodes traditionnelles ne peuvent être utilisées. Pour résoudre ce problème, les industriels ont recours à la méthode de la fracturation hydraulique. Cependant celle-ci est vivement contestée. Cette technique consiste à injecter une grande quantité de liquide à haute pression dans le sol afin de fracturer les pores de la roche. Ce liquide de fracturation, de par sa composition en substances chimiques dangereuses, est l’un des principaux problèmes préoccupant la population, pouvant contaminer l'environnement et être nocif pour la santé humaine.

La fracturation hydraulique est une méthode relativement nouvelle. Aussi, il y a peu d’informations fiables sur ce sujet. De plus, opposants ou les industriels ont chacun un avis figé sur la problématique. L’objectif de ce projet est de dimensionner une plateforme d'extraction de gaz de schiste en s'appuyant sur une zone en France et de tenter de discriminer si les technologies relatives à l’extraction de gaz de schiste représentent un réel enjeu pour l’environnement. Le projet est situé dans le Gard, près d’Alès. En effet, cette région pourrait être l’une des plus intéressantes pour l'exploitation de gaz de schiste en France. Avant la loi de juillet 2011, qui interdit le recours à la fracturation hydraulique en France, des permis d’exploration avaient été attribué à des compagnies pétrolières sur le territoire français. Il semble donc pertinent de considérer que du gaz pourraient être contenus dans les schistes de la zone étudié.

Cinq points principaux sont développés :

Le premier point concerne la localisation des puits. La plateforme considérée est composée de dix puits qui doivent être placés en respectant des critères spaciaux et réglementaires précis. La construction de nouvelles infrastructures doit être prise en compte. La logistique de l'organisation du fonctionnement du puits est aussi étudiée.

Le deuxième point repose sur l’étude complète du puits. Elle comprend le dimensionnement d'une station de pompage capable d'injecter de l'eau à très haute pression à une profondeur de 4 000m, ainsi qu'une analyse structurelle du puits afin d'assurer son intégrité et étanchéité. De plus, le procédé de fracturation hydraulique engendre un retour naturel d'une partie de l'eau injectée, appelée eaux de reflux. La composition de ces eaux en gaz dissous sera déterminée.

Le troisième point est relatif le traitement des eaux de reflux de la fracturation en vue de diminuer l’impact environnemental du procédé. En effet celle-ci est très toxique notamment à cause de sa très forte concentration en sels dissous. Afin de réduire l’important apport d’eau utilisée, l’eau de reflux est recyclée et réutilisée pour la fracturation d'un autre puits. Cependant, certains éléments rendent impossible cette réutilisation. Le but de cette partie est donc de dimensionner une usine capable de les éliminer.

Le quatrième point a pour but de déterminer l’impact environnemental de la fracturation du puits grâce une modélisation d’une fuite. Deux cas sont envisagés : le premier est une fuite de gaz du puits directement dans un aquifère en considérant une fissure du puits en profondeur. La propagation de cette pollution a été évaluée afin d’en mesurer son impact sur la pollution d'une nappe d'eau potable. Le second cas est une fuite en surface depuis un réservoir d’eau de fracturation, hautement toxique.

Le dernier point de cette étude est une mesure de l’empreinte carbone de l’ensemble du procédé d'extraction de gaz à l'aide d'un Bilan Carbone®. L'inventaire des flux de matières et d'engins relatifs à la construction du site et à l'exploitation de gaz est réalisé, ces flux sont quantifiés puis convertis en unité Carbone afin d'évaluer les émissions de gaz à effet de serre générées par le procédé. Ceci est fait pour l'extraction de gaz de schiste mais aussi pour l'extraction de gaz conventionnel, dans le but de comparer l'impact carbone de ces deux types de production.

 

 

ABSTRACT

Shale gas is a controversial issue. With the decrease of fossil energy reserves, new technologies have emerged to recover hydrocarbon gas. Contrary to conventional gas which is present in a permeable rocks, shale gas is located between the pores of the waterproof rocks. Thus, the extraction of this fossil resource is more difficult. Traditional methods can’t be used.  To resolve this issue, industrials use another process: the hydraulic fracturing or also called fracking.
However this method is seriously contested. This technique consists in injecting high pressure water in the soil to open the pores of the rock. One of the main problems is the high toxically components mixed with the fracking water, which makes the obtained mixture noxious for the environment and the health.

The extraction of shale gas using the process of fracking is a relatively new, so there are few reliable information about this topic. Furthermore there is a lot of propaganda made by both industrial and opposing sides. The idea of this project is to know if the state of the art technology about the extraction of shale gas is a real problem for the environment. The study takes place in the Gard, near Ales, in France. Indeed, this area could be on of the most profitable zone for this industry in France. Before the law of 2011 that prevents the use of hydraulic fracturing, some companies had already submitted exploration permits, and had been allowed to make exploration drillings in this zone. So it seems to be relevent to assume the presence of gas in this area.

This project on shale gas is developed on 5 main points:

The first one is to decide the location of the well pad based of the French regulation, composed of 10 wells. The point of this study is to determine the location taking in account several parameters such as the proximity of the houses, the position of the aquifer, or the other wells. The construction of new infrastructures such as roads has to be considered.

The second one is dimensioning well. It is divided into 3 mains points. Firstly, the objective is to know how to inject high pressure water at a depth of 4 000m. The loss of pressure is modelled in order to know at which pressure the water must be injected and which pump has to be chosen to achieve this. Secondly, the well has to be capable of resisting the high pressure. After this step, a part of the water rises to the surface, and the composition is detailed.

The third one is the treatment of the flowback water to reduce the environmental print of the process.The flowback water is highly dangerous for the environment, mainly because of a high concentration of salt. In order to reduce the tremendous amount of waste water, the goal is to recycle and reuse it for another well. But because of toxic elements contained in this water, industrial can't use it as risen. Thus, a waste water treatment plant has to be dimensioned to recycle the fracking water.

The fourth part is modelling the impact of a leak of waste water. Two different cases have been considered. Firstly, a gas leak is evaluated, due to a simulated well crack at the level of an aquifer. The spread of this pollution is monitored in order to know the impact whether the water is drunk. Secondly the breach of a flowback water tank is developped.

The last point of this study is determining the carbon footprint of the whole process of shale gas and conventional gas extractions. The material, engine and methane leaks flux are identified, quantified, and converted to a carbone unit. The purpose here is to compare the emission of greenhouse gases between shale gas extraction process and conventional gas extraction process.

Introduction

Contexte général

Le gaz de schiste est un gaz naturel faisant partie des gaz dit  "non conventionnels". Il a la même origine que les hydrocarbures conventionnels. Il se forment au sein des roches-mères grâce à la transformation des sédiments riches en matière organique. Cette dernière évolue au cours des temps géologiques en hydrocarbures. Ils peuvent alors remonter soit directement en surface, soit être bloqués avant par des roches infranchissables formant ainsi des réservoirs classiques de pétrole et/ou de gaz. Ou bien, Ils peuvent rester piégés au sein d'une couche de roches compactes et imperméables appelées "schistes", formant ainsi l'huile et le gaz de schiste. Ces roches sont généralement situées à des profondeurs comprises entre 1500 et 5000 mètres. On trouve des schistes quasiment partout dans le monde comme aux Etats-Unis, où l'exploitation intensive du gaz de schiste existe maintenant depuis quelques années.

Cette révolution a alors éveillé l'intérêt pour le gaz de schiste en Europe et son potentiel car il représente un enjeu énergétique mondial. En effet, le prix des hydrocarbures ainsi que la demande énergétique ne cessent d'augmenter. Le gaz de schiste représenterait donc un moyen pour certains pays comme la France de diminuer leur dépendance énergétique vis a vis des producteurs de pétrole et ainsi de réduire leur facture pétrolière et gazière. De plus, à l'heure de la transition énergétique et malgré le développement des énergies renouvelables et des politiques d'économies d'énergie, les besoins en hydrocarbures restent encore important, et ceux durablement. D'aucun soulignent que les économies permises par un gaz de schiste français, ainsi que l'apport fiscal engendré, pourraient permettre d'investir pour le développement des énergies renouvelables.

Cependant, le gaz de schiste est aujourd'hui controversé de par son enjeu environnemental. En effet, ce gaz contrairement aux gaz conventionnels est piégé dans le schiste rendant son extraction difficile et impossible par un simple forage. Il est nécessaire de réaliser deux procédés pour cela : le forage vertical et la fracturation hydraulique suite à un forage horizontal. La fracturation hydraulique est une technique qui permet de fissurer la roche en injectant un fluide, appelé fluide de fracturation, à haute pression. Ce procédé d'extraction de gaz naturel présente des risques pour l'environnement :

  • l'émission de gaz à effet de serre, contribuant aux changements climatiques à l'échelle planétaire
  • l'utilisation d'une quantité d'eau relativement importante, entre 15 000 et 20 000m3, pour réaliser la fracturation hydraulique d'un seul puits
  • la pollution potentielle des nappes souterraines, des sols et des eaux de surface, à l'échelle locale. Elle pourrait être due à  des fuites causées par un manque d'étanchéité des puits ou par le relâchement des eaux de reflux du forage et de la fracturation hydraulique qui contiennent des substances chimiques toxiques
  • la nuisance sonore, visuelle et olfactive causées par la mise en place des machines de forage, des installations annexes et des flux de véhicules
  • l'impact sur le paysage
  • et les risques sismiques.

 

Dans le cadre du projet BEI, nous souhaitons étudier le dimensionnement et les conséquences de l'implantation d'une plateforme d'extraction de gaz de schiste en France.

En effet, en France, il existerait des ressources potentielles de gaz de schiste. Cependant, à l'heure où nous écrivons, la fracturation hydraulique est interdite depuis le passage de la loi Jacob du 13 juillet 2011. Ce procédé étant encore indispensable à l'extraction de gaz de schiste, cette dernière est donc impossible dans ce pays pour le moment.

Toutefois, avant le passage de cette loi, une soixantaine de permis d'exploration ont été délivrés pour la recherche d'hydrocarbures quelconques dont celui du bassin d'Alès. En effet, des couches schisteuses ont été découvertes dans la région.

Nous avons donc décidé de retenir ce lieu pour implanter notre plateforme d'extraction. Nous n'affirmons cependant pas l'existence de gaz de schiste dans ce bassin, ni la possibilité d'une exploitation réelle de ce gaz. 


Bibliographie

Ministère de l'Ecologie, du Développement Durable et de l'Energie, Gaz et huile de schiste, http://www.developpement-durable.gouv.fr/Pourquoi-rechercher-des-ressources.html, consulté en mars 2015

Geo, Le gaz de schiste, qu'est-ce que c'est ?, http://www.geo.fr/environnement/les-mots-verts/gaz-de-schiste-definition..., consulté en mars 2015

Total, Focus gaz de schiste, http://www.total.com/fr/energies-savoir-faire/petrole-gaz/exploration-pr..., consulté en mars 2015

Contexte de l'étude et répartition du travail

Nous nous plaçons dans le cadre d’un bureau d’étude, qui serait contacté par une société voulant développer une exploitation de gaz de schiste en France. Ce bureau d’étude serait alors chargé d’accompagner la société dans toutes les démarches nécessaires à l’implantation de son exploitation.

Nous insistons sur le fait qu'il s'agit d'un cas fictif et que notre volonté n'est en aucun cas d'implanter une exploitation de gaz de schiste réelle en France.

Nous définissons ainsi une exploitation de gaz de schiste composée de 10 puits horizontaux et d’une station de traitement des eaux issues de la fracturation hydraulique.

Le choix du site d’implantation d’une exploitation de gaz de schiste est très complexe de par le nombre important de contraintes qu’il faut prendre en compte. Le binôme n°1 a réalisé une cartographie SIG afin de trouver la meilleure situation pour l’implantation d’une exploitation de gaz de schiste. 

Pour pouvoir extraire correctement le gaz de schiste,il faut associer deux technologies : le forage horizontal au bon niveau afin d’atteindre le gaz et la fracturation hydraulique afin de permettre au gaz de schiste de sortir des microporosités dans lesquelles il est emprisonné. L’exploitation que nous étudions est composée de 10 puits identiques issus de forages horizontaux. Ces puits ont une profondeur de 1 500 m et comportent différents drains. Chaque drain peut subir plusieurs fracturations hydrauliques. Le dimensionnement du forage d’un de ces puits et de la fracturation hydraulique réalisée pour extraire le gaz a été étudié en détail par le binôme n°2.

Cette exploitation comprend également une station de traitement des eaux. L’eau traitée est celle utilisée lors de la fracturation hydraulique qui remonte avec le gaz. Elle est fortement polluée non seulement par les nombreux additifs ajoutés lors de la phase de fracturation, mais aussi par les sels et autres composés qui étaient contenus dans la roche. Le but est d’obtenir une eau d’une qualité suffisante pour qu’elle soit réutilisée lors d’une nouvelle phase de fracturation hydraulique. Le dimensionnement de cette station de traitement a été réalisé par le binôme n°3.

Le risque de pollution du sous-sol et en surface dû à une exploitation de gaz de schiste n’est pas négligeable. Le risque majeur est la pollution des écosystèmes environnants et des nappes phréatiques qui peuvent parfois être proches des zones de forage. Ce sont donc les pollutions à de faibles profondeurs ou en surface qui inquiètent le plus car ce sont celles qui sont susceptibles d’avoir le plus d’impacts. Le binôme n°4 a modélisé des scénarii de pollution dans la zone de recherche afin d’estimer les impacts et les trajectoires préférentielles des polluants.

Enfin, la question de la rentabilité et de la pollution importante des exploitations de gaz de schiste intervient lors de la création de chaque nouveau forage. L’exploitation de gaz non conventionnels est souvent comparer à l’exploitation de gaz conventionnel, qualifiée de plus rentable, moins polluant que ce soit pour l’environnement ou pour les populations alentours. C’est dans une volonté de comparaison objective entre un puits d’extraction de gaz non conventionnel et un puits d’extraction de gaz conventionnel que le binôme n°5 a réalisé un Bilan Carbone®.

Présentation de l'équipe

Afin de mener à bien notre projet d'étude de l'implantation d'une plateforme de gaz de schiste dans le sud de la France et d'en étudier ses conséquences, nous sommes dix étudiants en 3e année d'Ecoles d'ingénieurs de l'Institut National Polytechnique de Toulouse (INPT) et de diverses d'options, comme indiqué ci-après. Les Ecoles concernées sont :

  • l'ENSEEIHT (Ecole Nationale Supérieure d'Electronique, d'Electrotechnique, d'Informatique, d'Hydraulique et des Télécommunications)
  • l'ENSIACET (Ecole Nationale Supérieure des Ingénieurs en Arts Chimiques Et Technologiques)
  • l'ENSAT (Ecole Nationale Supérieure Agronomique de Toulouse)

 

Binôme 1 : Étude du site d'implantation de l'exploitation de gaz de schiste dans le bassin d'Alès et Étude logistique du projet

Rouà Ben Dhia

Elève Ingénieur à l'ENSEEIHT, spécialisation Sciences de l'Eau et de l'Environnement (SEE)

Contact : roua.bendhia@etu.enseeiht.fr

Margaux Ravenel

Elève Ingénieur à l'ENSAT, spécialisation Génie de l'Environnement (GE)

Contact : margaux.ravenel@etu.ensat.fr

 

Binôme 2 : Dimensionnement du forage et de l'injection d'eau dans un puits de gaz de schiste

Augustin Cabanal-Duvillard

Elève Ingénieur à l'ENSEEIHT, spécialisation Génie de l'Environnement (GE)

Contact : augustin.cabanalduvillard@etu.enseeiht.fr

Ahmed Hmani

Elève Ingénieur à l'ENSEEIHT, spécialisation Génie de l'Environnement (GE)

Contact : ahmed.hmani@etu.enseeiht.fr

 

Binôme 3 : Dimensionnement d'une usine de traitement et recyclage des eaux issues d'un puits de gaz de schiste

Arnaud de Bourayne

Elève Ingénieur à l'ENSIACET, spécialisation Génie de l'Environnement (GE)

Contact : arnaud.debourayne@ensiacet.fr

Dorian Fontanilles

Elève Ingénieur à l'ENSAT, spécialisation Génie de l'Environnement (GE)

Contact : dorian.fontanilles@etu.ensat.fr

 

Binôme 4 : Etude de la dispersion de polluants dans les sols

Baptiste Brun-Cottan

Elève Ingénieur à l'ENSEEIHT, spécialisation Sciences de l'Eau et de l'Environnement (SEE)

Contact : baptiste.bruncottan@etu.enseeiht.fr

Audrey Denieul

Elève Ingénieur à l'ENSEEIHT, spécialisation Sciences de l'Eau et de l'Environnement (SEE)

Contact : audrey.denieul@etu.enseeiht.fr

 

Binôme 5 : Comparaison environementale des procédés d'extraction de gaz de schiste et de gaz conventionnel par un Bilan Carbone®

Marion Chapalain

Elève Ingénieur à l'ENSAT, spécialisation Génie de l'Environnement (GE)

Contact : marion.chapalain@etu.ensat.fr    

Claire Raviart

Elève Ingénieur à l'ENSAT, spécialisation Génie de l'Environnement (GE)

Contact : claire.raviart@etu.ensat.fr

Réalisation du projet

Dans cette onglet sont répertoriées les différentes parties décomposant notre projet. Les parties sont dans l'ordre chronologique des binômes présentés précédemment.

Étude du site d'implantation de l'exploitation de gaz de schiste dans le bassin d'Alès

Introduction

La première étape de notre projet consiste à choisir le site d’implantation de l’exploitation. Ce choix est à la fois complexe et déterminant car il doit être fixé dans le but de limiter les impacts négatifs dus à l’installation de l’exploitation et d’optimiser les bénéfices de l'exploitation.

Les difficultés rencontrées lors de l’installation d’une telle exploitation sont importantes. Elles sont tout d’abord d’ordre juridique. En effet, les documents administratifs à obtenir pour la recherche et l’exploitation d’hydrocarbures sont conséquents et demandent un délai important avant leur obtention. Les différentes étapes sont décrites dans la partie « contexte réglementaire ».

Des contraintes sont également fixées en fonction de l’exploitation. En effet, la taille de celle-ci est déterminante pour trouver le site d’implantation. Il nous faut également définir la zone de recherche dans laquelle le site d’implantation est susceptible de se trouver.

L’exploitation d’une telle installation présente également de nombreux risques. Afin de les limiter, il faut tenir compte de nombreuses contraintes qui assurent un niveau de protection plus ou moins important selon les zones. L’inventaire et l’analyse de ces différentes contraintes ont été réalisés dans la partie « les contraintes de la zone de recherche ».

Une fois toutes ces contraintes prises en compte, une carte les représentant a été réalisé grâce à un logiciel de cartographie. Le meilleur site d’implantation a alors été trouvé après analyse de cette carte. 

Contexte réglementaire

Les différents actes administratifs nécessaires à la recherche et à l’exploration des gaz de schiste suivent la réglementation concernant la recherche et l’exploitation des hydrocarbures.

Cependant, en France, la fracturation hydraulique est interdite depuis la loi du 13 juillet 2011. Cette loi fut passée dans le cadre du principe de précaution. Ne connaissant pas précisément les impacts négatifs de la fracturation hydraulique sur l’environnement, son utilisation a été interdite. La mise en application de cette loi a stoppé les recherches des réserves de gaz de schiste en France car la fracturation hydraulique est la méthode la plus connue et la plus utilisée pour l’exploration et l’exploitation de cette ressource de gaz non conventionnel. Il existe quelques techniques alternatives peu développées actuellement qui permettraient l’exploitation de gaz de schiste.

Malgré cette loi, la recherche et l’exploitation des gaz de schiste n’est pas impossible en France, à condition d’utiliser une méthode dite alternative, c’est-à-dire différente de la fracturation hydraulique.

Les actes administratifs nécessaires pour la recherche d’hydrocarbures sont différents de ceux nécesssaires pour leur exploitation.

Les actes administratifs nécessaires pour la recherche de gisements d’hydrocarbures

Deux formalités administratives sont à réaliser afin de pouvoir commencer des travaux de recherche d'hydrocarbures. 

1. Le permis exclusif de recherche (PER). Il s’agit d’un titre minier conférant à son titulaire un droit exclusif sur un territoire déterminé pour une durée limitée. Grâce à ce permis, le titulaire peut entreprendre des activités de recherches d’hydrocarbures (constitution de données sismiques, vidéo graphie, bibliographie et in fine forage test). Un PER est attribué en fonction des capacités techniques et financières du demandeur. D’un point de vue juridique, rien ne s’oppose à ce que les hydrocarbures extraits pendant la phase d’exploration soient vendus.

La demande est transmise au ministre chargé des mines (actuellement le ministre de l’Ecologie). Il transmet ensuite le dossier au préfet du département concerné et à la DREAL. Le préfet consulte les chefs des services civils et de l’autorité militaire (ils ont 30 jours pour donner leurs avis).  Une fois tous ces avis recueillis, le préfet les transmet au ministre. Celui-ci consulte alors le Conseil Général de l’Economie, de l’Industrie, de l’Energie et des Technologies (CGEIET). Le ministre a 2 ans pour se prononcer. Le PER est délivré par arrêté ministériel qui est publié au journal officiel de la république.

Le dossier comprend :

  • Identification du demandeur
  • Un mémoire technique
  • Un programme des travaux envisagés
  • Un engagement financier
  • Des documents cartographiques
  • Une notice d’impact

Mais il ne comprend pas d’enquête publique et il implique nécessairement une mise en concurrence de 90 jours.

Tous les ans, le titulaire du PER est tenu de présenter les travaux de l'année écoulée et les travaux envisagés pour l'année à venir. En cas de découverte de gisements, le titulaire du PER bénéficie d'un droit préférentiel à l'exploitation des gisements découverts. Il est valable 5 ans maximum et renouvelable 2 fois.

2. La déclaration de travaux miniers (DTM). Il s'agit d'une formalité nécessaire lorsque le titulaire d'un PER souhaite mettre en œuvre des forages de recherche. Sans cette déclaration, le titulaire du PER sera passible de sanctions pénales pour la réalisation de forages de recherche.

La procédure de déclaration de travaux miniers comprend :

  • Une étude d’impact
  • Une évaluation des incidences de son projet sur la ressource en eau et les milieux aquatiques
  • Un document de sécurité et de santé
  • Un mémoire exposant les caractéristiques principales des travaux avec les plans et les coupes nécessaires
  • Une étude de dangers

Le dossier est transmis pour information aux maires par le préfet qui est en charge de l’instruction. Le Maire informe le public de la possibilité de consulter le dossier de DTM par affichage en mairie. Le préfet peut édicter des règles précises afin de prévenir toute dégradation de l'environnement, toute atteinte à la sécurité et à la salubrité publique. Si le préfet juge qu'il n'est pas nécessaire d'édicter de telles règles à l'issue d'un délai de deux mois suivant le dépôt du dossier de DTM complet, le demandeur pourra commencer les travaux de forage.

Les actes administratifs nécessaires pour l’exploitation de gisements d’hydrocarbures

Deux autorisations sont nécessaires pour la phase d’exploitation des gisements d’hydrocarbures.

1. La concession minière : Il s'agit d'un titre minier, comme le PER, nécessaire à l'exploitation de gisements d'hydrocarbures. Elle confère un droit exclusif sur un territoire déterminé pour l'exploitation des gisements.

Le dossier est identique à celui de la demande de PER. Cependant, il comprend en plus :

  • Une notice d’impact
  • Une enquête publique

La demande est faite auprès du ministre qui la transmet au préfet. Le préfet consulte les maires concernés. La concession est accordée par décret en Conseil d’Etat. Le délai de recours est de deux mois.

2. L’autorisation de travaux miniers (ATM) : l'obtention d'une ATM est nécessaire préalablement à l'aménagement de puits de forage.

Le dossier comprend :

  • L’identification du demandeur
  • Un mémoire exposant les caractéristiques principales des travaux prévus
  • Un exposé relatif aux méthodes d’exploitation envisagées
  • Une étude d’impact
  • Un passage en Conseil Départemental des risques sanitaires et technologiques.
  • Un document indiquant à titre prévisionnel, les conditions de l’arrêt des travaux ainsi que l’estimation de son coût
  • Une étude d’incidence que la ressource en eau et les milieux aquatiques et, le cas échéant, les mesures compensatoires envisagées ainsi que la compatibilité du projet avec le SDAGE
  • Une étude de danger
  • Une enquête publique

La demande est faite au préfet. Le préfet demande l’avis des maires concernés et au président de la Commission Locale de l’Eau (CLE). Le délai de recours est de 1 an.

Synthèse des différents actes administratifs

Les informations à fournir pour la Déclaration des travaux miniers ou pour l’Autorisation de travaux miniers sont plus nombreuses que pour les Permis et Concession minière. Ce n’est que lors de la phase d’exploitation qu’une enquête publique est réalisée.

                                         

Tableau 1 : Récapitulatif des actes administratifs nécessaires à la recherche et à l'exploitation de gisements d'hydrocarbures                                                                                                                                           


Bibliographie

Combier A., 2011, Synthèse juridique - Droit applicable à la recherche d'hydrocarbures

FRAPNA & FNE, 2012, L'exploitation des Gaz de Schiste : aspects juridiques

Tasse J., 2012, La législation française du droit du sous-sol, le code minier et ses réformes

Définition de l'installation

Le site d’exploitation de gaz de schiste ainsi décrit, il nous est nécessaire de définir la taille de ce site afin de déterminer son emplacement. Il nous faut également délimiter la zone de recherche pour l’implantation de cette exploitation.

Estimation de la surface du site

L’emprise au sol des exploitations de gaz de schiste est très importante. C’est l’un des principaux reproches exprimé à l’encontre des exploitants de gaz non conventionnels, et de nombreuses recherches sont faites dans le but de limiter cet impact.

L’emprise au sol d’un puits d’extraction de gaz de schiste est la plus importante lors de la phase de forage et de fracturation hydraulique. En effet, lors de ces phases, la surface au sol nécessaire est de 1 hectare. En comparaison, lors de la phase de production, cette surface n’est plus que de 3 333m², soit 1/3 de la surface nécessaire lors de la réalisation du puits.

Cependant, il faut noter que la surface drainée en sous-sol est beaucoup plus importante que la surface occupée à la surface. Les valeurs recueillies lors de recherches bibliographiques sont très variables car elles dépendent du type de sous-sol, de la teneur en gaz de schiste et du taux de récupération de ce gaz, du design du puits, de la profondeur, etc. Au regard de toutes les informations que nous possédons, nous considérons qu’un puits horizontal multifracturé de 1500 m de profondeur draine une surface de l’ordre de 1 km². 

Il faut également prendre en compte l’espacement moyen entre chaque puits que nous fixons à 600m et la taille de la station de traitement de l’eau que nous estimons à 1 hectare.

Ainsi, la taille de l’exploitation est, au minimum, de 10km². 


Bibliographie

Baylocq P. & Charlez P., 2014, Gaz et pétrole de schiste ... en questions, Edition TECHNIP

Leteurtrois JP., Durville JL., Pillet D. et Gazeau JC. , 2011, Les hydrocarbues de roche-mère en France (rapport provisoire)​

Thomas P., 2011, Le gaz de schiste : géologie, exploitation, avantages et inconvénients; consulté sur http://planet-terre.ens-lyon.fr/article/gaz-schiste.xml#mitage-paysage​, le 19/02/15

Vially R., Maisonnier G. et Rouaud T., 2013, Hydrocarbures de roche-mère – Etat des lieux

Délimitation de la zone de recherche

Selon une étude de l’EIA, la France et la Pologne sont les deux pays d’Europe ayant les plus grandes réserves de gaz de schiste dans leurs sous-sols. Cependant, ces quantités sont difficiles à estimer et les valeurs varient selon les études réalisées. De plus, la présence de gaz de schiste ne signifie pas qu’il est possible de l’exploiter de manière rentable. En effet, les perspectives de découvertes rentables sont assez aléatoires car la production de gaz de schiste est fonction de la quantité de matière organique initiale, de sa transformation en huile ou gaz et de son éventuelle migration.​ En France, deux bassins présentent les caractéristiques requises à la présence de gaz de schiste : le bassin parisien et le bassin Sud-Est (bassin des Causses-Cévennes). Ce dernier bassin est composé des départements suivants : l’Hérault, l’Aveyron, la Lozère, le Gard, l’Ardèche et la Drôme.

La zone de recherche a été limitée aux départements du Gard (Languedoc-Roussillon) et de l’Ardèche (Rhône-Alpes). Cette zone a été choisie pour son potentiel à contenir en sous-sol du gaz de schiste : trois  permis ont été délivrés pour la Recherche d’Hydrocarbures Non Conventionnels autour de la région d’Alès. Ces trois permis recouvrent une superficie de 936,39 km² à cheval sur les deux départements. De plus, de nombreuses informations sont disponibles concernant la géologie et les permis d’exploitation délivrés dans cette zone. La figure 1 présente la zone générale étudiée.

Figure 1 : Carte localisant la zone de recherche constituée des départements du Gard et de l'Ardèche et la zone des permis de recherche d'hydrocarbures


Bibliographie

BRGM, Bureau Exploration-Production des Hydrocarbures; consulté sur http://www.beph.net/donnees.asp, le 10/02/15

Leteurtrois JP., Durville JL., Pillet D. et Gazeau JC. , 2011, Les hydrocarbues de roche-mère en France (rapport provisoire)

 

Les contraintes de la zone de recherche

Lors du choix du site, il faut tenir compte de nombreuses contraintes. Le fait de prendre en compte un nombre important de paramètres, montre que la société à l’origine de l’implantation de l’exploitation souhaite prendre en considération toutes les particularités du milieu qui est susceptible d’entourer l’exploitation.

Le site d’implantation doit prendre en compte les contraintes suivantes :

  • Des contraintes administratives liées aux zones de protection de l’environnement,
  • Des contraintes géologiques,
  • Des contraintes techniques liées à l’exploitation en elle-même.  

Nous allons donc étudier les différentes contraintes présentes sur la zone de recherche afin de trouver le site idéal pour l’implantation de l’exploitation de gaz de schiste. 

 

Contraintes environnementales

Dans le but de limiter les impacts négatifs que peuvent avoir les activités humaines sur l’environnement, de nombreuses mesures sont prises pour préserver la biodiversité. Ces mesures se présentent majoritairement sous la forme de zones protégées par des arrêtés préfectoraux. Ces zones font partie d’inventaires réalisés à différentes échelles : mondiale, européenne, nationale, régionale et communale. Toutes ces zones présentent des caractéristiques particulières qui en font des zones propices au développement de certaines espèces ou de certains écosystèmes.

Il existe également des plans de gestion mis en place dans le but de protéger les ressources en eau présentes sur le territoire national. Ces plans de gestion doivent être étudiés et pris en considération lors de l’implantation d’une exploitation de gaz de schiste. 

L'ensemble de ces zones constituent des contraintes réglementaires pour l’implantation d’infrastructures industrielles. En effet, les règles d’aménagement sont strictes et spécifiques à chaque type de zone à protéger. Il est obligatoire d’en tenir compte lors de l’implantation d’une infrastructure susceptible de générer des impacts négatifs sur l’environnement comme l’implantation d’une exploitation de gaz de schiste.

Il est donc indispensable d’identifier toutes les zones de protection de l’environnement et de gestion de la ressource en eau présentes dans la zone de recherche d’implantation de l’exploitation de gaz de schiste afin de sélectionner une ou des zone(s) d’implantation. Le but est de limiter les impacts négatifs en choisissant une zone peu fragile d’un point de vue environnemental.

Les zones de protection de l'environnement

L’ensemble des zones de protection de l’environnement présentes sur les départements du Gard et de l’Ardèche​ est visualisable dans la partie cartographie de la zone de recherche.

Le Parc Naturel National des Cévennes

Un Parc Naturel National est une zone naturelle classée car elle présente une importante richesse naturelle. Le but est la conservation des espèces et des écosystèmes mais aussi la valorisation des patrimoines paysagers et culturels. La mise en place d’une telle zone de protection se fait au niveau de l’Etat. Une charte, valable 12 ans, est rédigée afin d’édicter les règles à respecter dans l’enceinte du Parc Naturel. Un établissement public national est créé pour gérer le Parc.

Un Parc Naturel National est structuré en deux parties : le cœur du parc et l’aire d’adhésion. La réglementation diffère fortement entre ces deux parties. Dans le cœur du Parc, la réglementation est très stricte tandis que dans l’aire d’adhésion, la réglementation mise en place (décrite dans la charte) est établie avec les communes qui ont le statut de partenaire dans la gestion du Parc. Ces deux zones n’ont pas le même classement CMAP (Commission Mondiale des Aires Protégées) : le cœur est en catégorie II, dite « parc national » tandis que l’aire d’adhésion est en catégorie V : « Paysage terrestre ou marin protégé ».

Dans la zone que nous étudions se trouve le Parc National des Cévennes. Ce Parc, d’une superficie de 93 500ha, a été créé en 1970. Il est réparti sur 152 communes. La réserve intégrale de ce parc n’est pas incluse dans notre zone d’étude. Il présente, cependant, une exception par rapport aux autres Parcs Nationaux car l’ensemble du Parc (son cœur et son espace d’adhésion) est classé en catégorie V.

Les Parc Naturels Régionaux

Les Parcs Naturel Régionaux composent cette catégorie d’espace de protection de l’environnement de type protection contractuelle. Ils sont formés par des communes voulant protéger la qualité paysagère et le patrimoine naturel, historique ou culturel de leur territoire. La création d’un Parc Naturel Régional nécessite l’approbation de l’Etat et la mise en place d’une charte, à l’image des Parcs Naturels Nationaux. 

Les règles applicables pour la protection de la faune et de la flore sont moins strictes que pour les Parcs Naturels Nationaux. En effet, le but de ces zones est aussi de maintenir des activités traditionnelles sur le déclin et de favoriser un développement respectueux de l’ensemble du milieu. 

Les Réserves Naturelles Nationales et Régionales

Le but de ces zones est de protéger et de gérer des milieux naturels exceptionnels pour préserver la diversité biologique et géologique. Ces zones se rapprochent, dans leur gestion, des Parcs Nationaux.

Les Réserves Naturelles Nationales présentent une différence importante par rapport aux Parcs Nationaux et aux Réserves Naturelles Régionales. En effet, il n’existe pas une simple réglementation limitant les activités, une gestion active est mise en place dans ces zones pour assurer leur développement d’une manière durable. Ces zones sont gérées par un organisme local en relation avec les acteurs du territoire. 

Site RAMSAR

Certaines zones sont protégées par des conventions. C’est le cas des zones humides qui sont protégées par la Convention de Ramsar adoptée en 1971. Cette convention internationale regroupe aujourd’hui 159 pays. La labellisation d’un site sous cette convention indique que des actions ont été entreprises pour assurer une gestion durable de la zone. La majorité des sites Ramsar présents en France se situe dans des zones plus larges sous protection réglementaire comme des Parcs Naturels ou des Réserves Naturelles.

Les différentes zones présentées ci-dessus sont visualisables sur la figure 1.

Figure 1 : Carte représentant des zones de protection de l'environnement (Parcs Naturels et Réserves, zone RAMSAR)

Les réserves biologiques

Les réserves biologiques françaises sont situées dans des zones forestières. Le but est de préserver des habitats ou des espèces vulnérables ou représentatifs du milieu. Dans ces zones, les activités humaines sont quasiment inexistantes afin de limiter les impacts anthropiques et de laisser la nature se développer sans contrainte humaine. Les sites sont ouverts au public dans un but éducatif.

Une réserve biologique est crée pour une durée illimitée. Lors de sa création, un plan de gestion est mis en place par l’ONF (Office National des Forêts).Il existe deux types de protection :

  •  Les réserves biologiques intégrales où la sylviculture est interdite
  •  Les réserves biologiques dirigées où la sylviculture et des travaux spécifiques peuvent être réalisés dans l’unique but de conserver des habitats et des espèces.

Les réserves de biosphère

 Les réserves de biosphère sont des zones reconnues par l’UNESCO comme des zones modèles capable d’allier la conservation de la biodiversité et le développement durable. Cette reconnaissance s’inscrit dans le cadre du Programme sur l’homme et la biosphère (MAP). Ces zones mettent en place des plans de gestion spécifiques qui leur permettent d’utiliser leurs ressources à l’échelle locale et dans le respect de l’environnement, ce qui en fait des zones modèles. Ce sont des zones de recherche pour comprendre les interactions entre les Hommes et les écosytèmes, d’éducation et de formation. 

 Ces réserves sont divisées en trois parties :

  •  Les aires centrales dédiées à la protection de la nature
  •  Les zones tampon entourant les aires centrales où les activités économiques sont respectueuses de l’environnement
  •  Les zones de transition où les activités sont plus diverses

 Les terrains des conservatoires d’espaces naturels

La protection de l’environnement par la maîtrise foncière correspond aux terrains acquis par les Conservatoires d’Espaces Naturels. Ils achètent des terrains présentant une richesse importante afin d’en assurer la protection. Une grande partie de la surface acquise par les Conservatoires est ensuite louée à des particuliers ou à des collectivités locales dans le cadre de protections réglementaires telles que les Réserves Naturelles et les Arrêtés Préfectoraux de Protection de Biotope. 

Les arrêtés de protection du biotope

On retrouve également des zones protégées par des arrêtés préfectoraux de protection de biotope. Ces arrêtés permettent de protéger un habitat naturel hébergeant une ou des espèces animales et/ou végétales sauvages et protégées. Le but est de préserver les habitats et de limiter la disparition des espèces  protégées.

La réglementation applicable dans de tels sites vise à interdire certaines actions ou activités susceptibles de nuire à la conservation du biotope. Par exemple, les activités minières et industrielles ou la circulation du public peuvent être interdites. Ces arrêtés ont une durée de validité limitée. Celle-ci correspond au temps nécessaire au rétablissement de la ou des espèce(s) concernée(s).  

Les ZICO

Les ZICO font partie d’un inventaire scientifique international lancé par Birdlife International dans le but de recenser les zones les plus favorables pour la conservation des oiseaux sauvages. Les critères permettant de classer une zone dans l’inventaire sont définis à l’échelle internationale. Le but est d’assurer la conservation et la gestion des espèces. Même si ces sites ne sont pas sous une protection réglementaire, il est obligatoire de prendre en compte les impacts possibles des activités implantées dans les projets d’aménagement ou de gestion du territoire.

Les différentes zones de protection de l'environnement présentées ci-dessus sont localisées sur la figure 2. 

Figure 2 : Carte représentant des zones de protection de l'environnement (Réserves, Terrains de Conservatoire et Arrêtés)

Les Zones NATURA 2000

Les zones Natura 2000 (figure 3) résultent d’une volonté de conservation sur le long terme des espèces et des habitats menacés à l’échelle Européenne. Le but de la création de ces zones est d’enrayer l’érosion de la biodiversité. Ce réseau a été mis en place en application de la  Directive "Oiseaux" datant de 1979 et de la Directive "Habitats" datant de 1992.

Il existe deux catégories de sites Natura 2000 : les Zones de Protection Spéciale qui visent la conservation des espèces d’oiseaux sauvages (directive « Oiseaux ») et les Sites d’Importance Communautaire qui visent la conservation des types d’habitats et des espèces animales et végétales (Directive « Habitats »). Les ZSC sont soumises à l’approbation de la Commission européenne tandis que les ZPS relève d’une décision nationale.

Les ZNIEFF (Zone Naturelles d’Intérêt Ecologique, Faunistique et Floristique)

Les ZNIEFF (figure 3) correspondent à des secteurs présentant de fortes capacités biologiques et un bon état de conservation. Un inventaire regroupe toutes ces zones qui ont été identifiées et décrites précisément  depuis 1982. Cet inventaire est devenu un des éléments majeurs de la politique de protection de la nature. Il doit être consulté dans le cadre de projets d’aménagement du territoire (document d’urbanisme, création d’espaces protégés …)

Il existe deux catégories de ZNIEFF dites ZNIEFF type I et ZNIEFF type II. Les ZNIEFF de type I correspondent à des secteurs de grand intérêt biologique ou écologique et les ZNIEFF de type II correspondent à des grands ensembles naturels riches et peu modifiés, offrant des potentialités biologiques importantes.

Figure 3 : Carte représentant des zones de protection de l'environnement (Natura 2000, ZNIEFF)


Bibliographie

Conservatoires d'espaces naturels, Les sites protégés, consulté sur http://www.reseau-cen.org/fr/decouvrir-le-reseau/les-sites-proteges, le 06/02/15

Conservatoire Nature, Espaces protégés - Arrêté de Protection de Biotope, consulté sur http://www.conservation-nature.fr/article3.php?id=125, le 06/02/15

Croquet JC., Le Droit de la Protection de la Nature en France, Les réserves biologiques, consulté sur http://droitnature.free.fr/Shtml/EspProtege_ReservesBiologiques.shtml, le 5/02/15

 

Futura Sciences, Zico, consulté sur http://www.futura-sciences.com/magazines/nature/infos/dico/d/zoologie-zico-2429/, le 05/02/15 

Ministère de l'Ecologie, du Développement Durable et de l'Energie, La convention de RAMSAR, consulté sur http://www.developpement-durable.gouv.fr/La-convention-de-Ramsar.html​ , le 4/02/15

Ministère de l'Ecologie, du Développement Durable et de l'Energie, La protection des biotopes, consulté sur  http://www.developpement-durable.gouv.fr/Procedure-de-creation-d-un-arrete.html​, le 4/02/15

Ministère de l'Ecologie, du Développement Durable et de l'Energie, Les réserves naturelles nationales, consulté sur http://www.developpement-durable.gouv.fr/Qu-est-ce-qu-une-reserve-naturelle.html​, le 4/02/15

Réserves Naturelles de France, Les réserves naturelles nationales, consulté sur http://www.reserves-naturelles.org/fonctionnement/reserves-naturelles-nationales, le 4/02/15

UNESCO (Organisation des Nations Unis pour l'Education, la Science et la Culture), Les réserves de biosphères - Sites d'apprentissage pour un développement durable, consulté sur http://www.unesco.org/new/fr/natural-sciences/environment/ecological-sciences/biosphere-reserves/, le 04/02/15

La ressource en eau

La ressource en eau ne doit pas être négligée lors de l’implantation d’une exploitation de gaz de schiste.

La gestion des ressources en eau

La gestion des ressources en eau en France est planifiée à travers des Schémas Directeurs d’Aménagement et de Gestion des Eaux (SDAGE). Ces documents s’inscrivent dans le cadre de la directive cadre européenne sur l’eau du 23 octobre 2000. Ils définissent les grands principes à mettre en place afin de gérer les cours d’eau et leurs bassins versants ainsi que les aquifères. Ils sont mis en place à l’échelle des grands bassins versants français.

Le SDAGE traite plusieurs sujets tels que la préservation des écosystèmes aquatiques et des sites et zones humides, la protection contre la pollution et la restauration de la qualité des eaux, le développement et la protection de la ressource en eau potable et la valorisation de cette ressource en eau. Il fixe les objectifs généraux à atteindre dans chaque grand bassin versant.

À l’échelle de chaque grand bassin versant, la gestion de l’eau est réalisée par des Commissions Locales de l’Eau qui établissent les Schémas d’Aménagement et de Gestion des Eaux (SAGE) à de plus petites échelles. Les SAGE doivent être cohérent et suivre les objectifs définis dans le SDAGE du grand bassin versant dans lequel ils se situent.

La zone de recherche pour l’implantation de l’exploitation de gaz de schiste se situe dans le Bassin Rhône-Méditerranée. Ce bassin compte 11 000 cours d’eau et couvre 23% du territoire national. La gestion des eaux est répartie à travers 39 SAGE. 

Le SDAGE Rhône-Méditerranée définit des Zones Vulnérables et des Zones Sensibles à l’eutrophisation. Les Zones Vulnérables concernent des zones où l’eau est atteinte par la pollution ou est menacée de pollution, notamment par les nitrates. Ce sont des zones qui sont sous surveillance et qui sont fragiles. De même, les Zones Sensibles à l’eutrophisation sont fragiles car ce sont des zones riches en nutriments, ce qui provoque un développement anormal de végétaux. Les écosystèmes présents dans ces zones sont fragilisés par l’apparition de nouveaux organismes, comme par exemple des algues. 

Ces zones seront prises en compte dans notre cartographie des contraintes liées à la gestion de l’eau car ce sont des zones fragiles. Le risque de pollution lié à l’implantation d’une exploitation de gaz de schiste ne fait qu’augmenter la vulnérabilité de ces zones, qui est déjà élevée.

Risque d’inondations

Il existe également des risques d’inondations importants dans le bassin Rhône-Méditerranée. Ce sont majoritairement des crues éclair liées à de fortes précipitations provoquant une montée des eaux rapide et difficile à prévoir. Ce risque est saisonnier. Il peut être pris en compte en choisissant de construire les puits en dehors des périodes de crues. De plus, afin de protéger la ressource en eau, nous nous éloignons des cours d’eau ce qui diminue le risque d’inondation. 


Bibliographie

Eau France, L'eau dans le bassin Rhône-Méditerranée; consulté sur http://www.rhone-mediterranee.eaufrance.fr/​, le 27/02/15

Eau France, Schémas d'aménagement et de gestion des eaux (SAGE); consulté sur http://www.eaufrance.fr/s-informer/agir-et-participer/planifier-et-programmer/schemas-d-amenagement-et-de, le 27/02/15

Eau France, Schémas directeurs d'aménagement et de gestion des eaux (SDAGE);consulté sur http://www.eaufrance.fr/agir-et-participer/planifier-et-programmer/schemas-directeurs-d-amenagement, le 27/02/15

Contraintes géologiques

La géologie de la zone

Les permis d’exploration des gaz de schiste se situent dans la zone cévenole (Nord-Ouest) du département du Gard. C’est dans cette zone que se situent les bassins houillers des Cévennes. Le bassin d’Alès est le plus important. Il se prolonge en profondeur vers le Nord-Est en Ardèche et vers le Sud-Est du Gard.

Cette zone possède d’importantes failles orientées SW-NE. Ces failles ont permis des mouvements tectoniques apportant du schiste « carton » du Toarcien (dernière période du Jurassique inférieur) à l’affleurement au niveau de la  bordure des Causses tandis qu’il se situe à plus de 600m de profondeur en Ardèche. Cette formation présente des caractéristiques similaires à celle des meilleurs gisements exploités aux Etats-Unis. Des schistes Permiens (dernière période du Paléozoïque), situées plus en profondeur que le Lias (Jurassique inférieur) car plus anciens, sont également susceptibles de contenir des hydrocarbures de roche mère. 

Les formations schisteuses présentent deux caractéristiques principales : leur nature argileuse et leur schistosité. C’est grâce à leur nature argileuse que le gaz est retenu dans ces formations et c’est grâce à leur schistosité qu’il est possible de l’extraire. Les zones de schistes sont plus ou moins épaisses (de quelques dizaines à quelques centaines de mètres d’épaisseur) et peuvent s’étendre sur de très grandes surfaces. C’est la raison pour laquelle les gisements de gaz de schiste peuvent être extrêmement importants et étendus (plusieurs centaines ou milliers de milliards de mètres-cubes sur des centaines ou des milliers de km²). Les quantités de gaz sont donc importantes mais il est très difficile de l’extraire.   

Aucune donnée précise en France n’est disponible qu’en à la présence des gaz de schiste dans le sous-sol national. Ce n’est que par analyse comparative avec les gisements américains et par l’étude des informations détaillées concernant les formations géologiques du sous-sol que l’on peut supposer la présence d’hydrocarbure de roche mère. 

Pour la suite de notre étude du site d’implantation, nous allons supposer que les départements de l’Ardèche et du Gard sont situés sur un gisement de gaz de schiste.

Le risque sismique

Afin de prévenir tout risque sismique, la France est divisé en 5 grandes zones de sismicité définit par l’article R. 563-4 du code de l'environnement :

  •     Zone de sismicité 1 (très faible) 
  •     Zone de sismicité 2 (faible) 
  •     Zone de sismicité 3 (modérée) 
  •     Zone de sismicité 4 (moyenne) 
  •     Zone de sismicité 5 (forte)

Le décret n° 2010-1255 définit la délimitation des zones de sismicité. La sismicité au niveau des départements du Gard et de l’Ardèche varie de zone sismique très faible à zone sismique modérée.

L’une des craintes principales liées à l’utilisation de la fracturation hydraulique lors de la mise en place d’un puits d’extraction du gaz de schiste est la génération de séismes. Cependant, les fractures et les fissures générées par la fracturation hydraulique sont, dans la majorité des cas, trop petites pour provoquer des séismes pouvant être ressenties en surface. 

Les exploitations minières

Les exploitations minières sont importantes dans les départements du Gard et de l’Ardèche. En Ardèche, on trouve 17 sites miniers tandis que dans le Gard, ce sont 30 sites miniers qui sont répertoriés. Ce sont principalement des gisements de houille, lignite, schistes bitumeux, fer, plomb, zinc, antimoine, etc. 

Ce sont des contraintes qu’il faut prendre en compte car il peut s’avérer dangereux de forer trop près d’une mine, qu’elle soit toujours en activité ou non. Si cette mine est toujours en activité, il peut y avoir un risque lors de la mise en œuvre de la fracturation hydraulique. Cependant, ce risque reste très faible car les fractures et les fissures crées par cette fracturation ne dépassent pas les 100m de long.       

 


Bibliographie

Baylocq P. & Charlez P., 2014, Gaz et pétrole de schiste ... en questions, Edition TECHNIP

BRGMSIG Mines France, consulté sur http://sigminesfrance.brgm.fr/, le 13/02/15

INERIS, AIDA, La réglementation de la prévention des risques et de la protection de l'environnement, consulté sur http://www.ineris.fr/aida/consultation_document/1985, le 16/02/15

Leteurtrois JP., Durville JL., Pillet D. et Gazeau JC. , 2011, Les hydrocarbues de roche-mère en France (rapport provisoire)

Liégeois JP, 2011, Le gaz de schiste : son exploitation

Rolley JP., 2007, Géologie du département du GARD - Essai de synthèse géologique

Contraintes techniques

Protection des habitations

De nombreuses nuisances résultent de la mise en place d’une exploitation de gaz de schiste : nuisances, sonores, lumineuses, olfactives, etc. Afin de limiter des gênes occasionnées par l’installation, il est nécessaire de l’éloigner des zones d’habitations.

Accessibilité (réseau routier et pente)

L’accessibilité du site est un point très important car le trafic routier est très important notamment lors de la mise en place des puits, lors de phase de forage et de fracturation hydraulique. En effet, ces phases demandent une arrivée importante de matériel sur le site. Le transport est effectué majoritairement par des poids lourds qui ne peuvent pas circuler sur des chemins ou des routes de pierre. Il peut être envisagé de construire une route d’accès mais cette option entraine des travaux supplémentaires, il est donc nécessaire que le site soit bien desservi. 

La topographie du site est également une contrainte spécifique à l’exploitation. Les machines nécessaires au forage et à la fracturation hydraulique des puits sont supportées par des camions qui resteront stationner sur la zone. Des camions citernes et des réservoirs fermés sont également nécessaires sur la zone de construction des puits pour stocker l’eau nécessaire à la réalisation de ces phases. Plus la zone sera pentue, plus il sera difficile d’installer les camions et les citernes. Il est donc préférable de choisir une zone de faible pente. 


Bibliographie

Baylocq P. & Charlez P., 2014, Gaz et pétrole de schiste ... en questions, Edition TECHNIP

Cartographie du site

Afin de trouver le site idéal pour l’implantation de l’exploitation de gaz de schiste, nous avons utilisé un logiciel de SIG (Système d’Informations Géographiques). Nous avons utilisé deux logiciels en parallèle : le logiciel ArcGIS et le logiciel QGIS. Nous avons été aidées dans nos démarches par M. Sheeren, Maître de conférence en Géomatique à l’INP de Toulouse et membre du laboratoire de recherche UMR DYNAFOR.

Dans un premier temps, nous allons regrouper les principales contraintes sur une unique carte. Les différentes contraintes peuvent se superposer. Ainsi, sur la carte obtenue, nous pourrons visualiser le nombre de contraintes présentes sur une zone. Cette carte servira de base pour la recherche de la meilleure zone pour l’implantation de l’exploitation de gaz de schiste.

Dans un deuxième temps, nous chercherons la meilleure zone d’implantation, à la fois à l'échelle de la zone où des permis de recherches d’hydrocarbures ont déjà été délivrés et à l’échelle des départements du Gard et de l’Ardèche. Pour ce faire, nous prendrons en compte des contraintes spécifiques de l’exploitation telles que la topographie du sol ou la surface nécessaire à son implantation. L’accessibilité sera également un critère important dans la détermination de la zone idéale.

Intégration des différentes contraintes sur une carte unique

Les zones de protection environnementale

Les contraintes liées à la protection de l’environnement sont nombreuses et diverses. Certaines zones présentent plusieurs types de protection, par exemple une zone peut à la fois être protégée dans le cadre d’une ZNIEFF et dans le cadre d’une Réserve Naturelle Régionale. Ainsi, les contraintes environnementales peuvent se superposer.

Par la suite et afin d'alléger la cartographie, nous avons décidé de ne pas tenir compte de ces chevauchements en attribuant la même importance à toutes les zones de contraintes environnementales (figure 1).

Figure 1 : Carte représentant l'ensemble des zones de protection de l'environnement sur la zone de recherche

La protection de la ressource en eau

Pour tenir compte de la ressource en eau, nous avons décidé d’éloigner l’exploitation de gaz de schiste de 750m des différentes zones pouvant être considérées comme des ressources en eau. En effet, en s’éloignant de 750m des nappes phréatiques, le risque de pollution due à la fracturation hydraulique peut être considéré comme nul. D’où l’application de cette distance de sécurité à toutes les zones de ressource en eau.

Nous avons considéré comme zones de ressource en eau susceptibles d’être polluées par l’exploitation les cours d’eau, les plans d’eau, les bassins, les réservoirs, les stations de pompage, les lacs, les marais et les points d’eau isolés.

En appliquant une distance de sécurité de 750m autour de toutes ces zones, on obtient la carte de la figure 2.

Figure 2 : Carte représentant l'ensemble des contraintes liées à la ressource en eau

Le risque sismique

Comme expliquer dans la partie sur les contraintes géologiques, les communes du Gard et de l’Ardèche sont classées selon trois niveaux de sismicité : très faible, faible et modéré. Afin de tenir compte de ce risque sismique dans la cartographie des contraintes, nous avons attribué un numéro à chaque risque sismique : 1 pour un risque très faible, 2 pour un risque faible et 3 pour un risque modéré. 

On peut ajouter, sur la carte, les mines présentes sur les deux départements. Une distance de sécurité de 500m a été prise en compte afin de limiter les risques lors de la fracturation hydraulique. En effet, les fissures engendrées par la fracturation hydraulique de dépassent pas les 100m de longueur. En prenant, 500m nous nous assurons que les fissures créées par l’exploitation de gaz de schiste ne perturbent pas les mines, qu’elles soient en activité ou non. La figure 3 présente la carte obtenue.

Figure 3 : Carte représentant l'ensemble des contraintes géologiques

Les zones d’habitations et les zones industrielles

Afin d’assurer la protection des populations, une distance de sécurité de 300m a été choisie. Aux Etats-Unis, la distance réglementaire est de 60m. Cependant, celle-ci semble très faible au regard des nuisances sonores et visuelles occasionnées par la mise en place d’un puits d’extraction de gaz de schiste. Nous avons donc appliqué une distance de 300m afin d’éloigner l’exploitation de toutes les zones habitées ainsi que des zones industrielles et des zones de loisirs. La figure 4 présente la carte de ces zones.

Figure 4 : Carte représentant les contraintes liées aux zones d'habitations et aux zones d'activités

Obtention de la carte des contraintes

La carte comportant toutes les contraintes est celle présentée en figure 5. On obtient des zones de contraintes classées de 1 à 6. Les zones numérotées 1 correspondent aux zones présentant une seule contrainte tandis que les zones numérotées 6 contiennent les 6 contrainte citées précédemment (zones de protection environnementale, protection de la ressource en eau, sismicité et présence de mines, protection des zones d'habitations et industrielles) se superposant au même endroit. 

Figure 5 : Carte représentant les contraintes cumulées sur la zone de recherche


Bibliographie

Baylocq P. & Charlez P., 2014, Gaz et pétrole de schiste ... en questions, Edition TECHNIP

​BRGM, SIG Mines France, consulté sur http://sigminesfrance.brgm.fr/, le 13/02/15

Inventaire National du Patrimoine Naturel, Référentiels Géographiques, consulté sur http://inpn.mnhn.fr/telechargement/cartes-et-information-geographique/ref, le 18/02/15

SANDRE, Service d'administration nationale des données et référentiels sur l'eau, consulté sur http://www.sandre.eaufrance.fr/atlascatalogue/?mode=ModeMeta&uuid=cf2dba67-de9b-4b49-876b-e4c6bfa71f92#meta1, le 18/02/15

Analyse des zones d’implantation possible dans la zone des permis de recherche d'hydrocarbures

Dans le bassin d’Alès, trois permis ont été délivrés pour la recherche d’hydrocarbures. Nous allons nous concentrer sur cette zone, représentée en figure 1, afin de trouver le meilleur site d’implantation pour une exploitation d’extraction de gaz de schiste.

Figure 1 : Carte représentant les contraintes cumulées dans la zone des permis de recherche d'hydrocarbures

 La superficie de l’exploitation

La superficie de l’exploitation a été définie à 10km² minimum dans la partie « estimation de la surface du site ». Seulement 8 zones ont une superficie supérieure ou égale à 10km², soit 10 000 000m² comprises dans la zone où les permis ont été délivrés : une zone de contrainte 3, 4 zones de contrainte 4 et 3 zones de contrainte 5.

Figure 2 : Carte représentant les zones de contraintes ayant une superficie supérieure ou égale à 10km² dans la zone de permis de recherche d'hydrocarbures

Afin de comparer ces différentes zones, nous allons les analyser selon différents critères et leur attribuer une note de 1 à 8 pour chaque critère, 1 étant la meilleur note, c’est-à-dire correspondant à une contrainte  faiblement représentée dans la zone. En faisant la somme des notes obtenues, nous pourrons comparer ces différentes zones.

En analysant la carte plus précisément, on constate que ces zones sont très découpées et peuvent donc être très étendues. Or, plus les zones sont étendues, plus les camions devront se déplacer sur de longues distances afin d’acheminer le matériel d'un puits à un autre. Ainsi, il nous faut privilégier les zones les moins étendues et donc les moins découpées afin de limiter la circulation. Pour cela, nous comparons l’étendue des 8 entités possibles. En attribuant des notes, nous obtenons le tableau 1 suivant.

Tableau 1 : Classement des zones selon leur étendue

Zones Étendue de la zone
3-1 3
4-2 6
4-3 1
4-4 2
4-5 7
5-1 5
5-2 4
5-3 8

                                                                                             

Accessibilité du site

Concernant l’accessibilité des différents sites, nous pouvons les comparer en fonction de la densité du réseau routier à l’intérieur même de ces zones ainsi qu’aux alentours (figure 3). Les zones à privilégier sont les zones situées près de grands axes routiers afin de faciliter la circulation des camions et d’éviter de détériorer les routes.

  • Autoroutes 
  • La zone 4-5 est la seule qui soit traversée par l’autoroute
  • La zone 3-1 de contrainte 3 est très proche de l’autoroute (9,8km)
  • La zone 5-2 de contrainte 3 est proche de l’autoroute (12,5km)
  • La zone 4-4 de contrainte 3 est proche de l’autoroute (13km)
  • Zones avec des routes à 2 chaussées 
  • Les zones 4-3,4-4 et 3-1  ne contiennent pas de route à 2 chaussées
  • Les autres zones contiennent des routes à 2 chaussées 
  • Zones avec des routes à 1 chaussée
  • Toutes les zones contiennent des routes à 1 chaussée
  • La zone 4-5 contient le plus de route à une chaussée

Figure 3 : Carte représentant le réseau routier dans la zone des permis de recherche d'hydrocarbures

Nous pouvons également regarder la disposition des zones par rapport aux lignes de chemins de fer (figure 3) :

  • Les zones 4-4 et 5-3 ne contiennent pas de ligne de chemin de fer
  • Les autres zones contiennent des lignes ferroviaires

Les notes ont été attribuées pour chaque type de réseau routier analysé ci-dessus.

La pente

Il est possible de comparer les zones d’implantation possibles au regard de leur topographie. Une faible pente est préférable pour l’implantation des puits. La pente moyenne de chaque zone a été calculée.

En attribuant des notes également sur ce critère on obtient le tableau 2 suivant : 

Tableau 2 : Classement des différentes zones possibles pour l'implantation de l'exploitation

  Zone 3-1 Zone 4-2 Zone 4-3 Zone 4-4 Zone 4-5 Zone 5-1 Zone 5-2 Zone 5-3
Contraintes 3 4 4 4 4 5 5 5
Étendue 3 6 1 2 7 5 4 8
Autoroute 4 8 8 4 8 8 4 8
Route à 2 chaussée 6 4 6 6 1 2 3 5
Route à 1 chaussée 7 5 6 8 1 2 4 3
Chemin de fer 4 6 5 7 1 2 3 7
Pente 5 4 7 8 2 3 6 1
TOTAL 32 37 37 39 24 27 29 37

 

La meilleure zone d'implantation à l'échelle de la zone des permis de recherche                 

La zone la plus adaptée à l’implantation d’une exploitation de gaz de schiste est la zone 4-5. On trouve ensuite la zone 5-1 et la zone 5-2.

Figure 4 : Carte représentant les trois meilleures zones d'implantation pour une exploitation de gaz de schiste dans la zone des permis de recherche d'hydrocarbures

On constate que ces zones présentes de fortes contraintes environnementales (figure 4). Nous allons élargir notre analyse des zones possibles pour l’implantation de l’exploitation à l’ensemble des départements du Gard et de l’Ardèche. 

Analyse des zones d’implantation possibles à l’échelle des deux départements

Afin de sélectionner la ou les zone(s) d’implantation idéale(s) pour l’exploitation de gaz de schiste que nous étudions, nous avons procédé par élimination en appliquant les contraintes qui ne sont pas cartographiées sur la carte précédente.

La superficie de l’exploitation

La superficie de l’exploitation a été définie à 10km² minimum dans la partie « estimation de la surface du site ». 75 zones ont une superficie supérieure ou égale à 10km², soit 10 000 000m².

  •         Zone présentant 1 contrainte : 0 entité
  •         Zone présentant 2 contraintes : 1 entité
  •         Zone présentant 3 contraintes : 19 entités
  •         Zone présentant 4 contraintes : 26 entités
  •         Zone présentant 5 contraintes : 22 entités
  •         Zone présentant 6 contraintes : 7 entités

Il existe 7 classes de contrainte. Les classes 0 et 1 n’existent pas, c’est-à-dire qu’il n’existe pas de zones ayant une superficie supérieure ou égale à 10km² et ne présentant aucune contrainte ou n’en présentant qu’une. Nous allons donc analyser les zones pouvant accueillir l’exploitation et ayant deux ou trois contraintes.

Comparant maintenant l’étendue des 20 entités possibles. Nous ne conservons pour la suite de l’analyse que la zone de contrainte 2 ainsi que les 10 premières zones de contraintes 3, c’est-à-dire les 10 dont l’étendue est la plus faible.Ces zones sont représentées sur la figure 1. 

​Figure 1 : Carte représentant les zones possibles pour l'implantation de l'exploitation dans les départements du Gard et de l'Ardèche

​Accessibilité du site

La majorité de ces zones se situent dans le département du Gard. Etant donné que l’eau utilisée pour le forage et la fracturation hydraulique provient de la mer, on peut privilégier les zones situées dans le département du Gard car celles-ci sont plus proches de la mer et permettent donc de diminuer la distance à effectuer par les camions citernes. Nous poursuivons l’analyse avec les 8 zones présentes dans le Gard et représentées sur la figure 2.

Figure 2 : Carte représentant les zones possibles dans le département du Gard selon les critères pris en compte précédemment

Concernant l’accessibilité des différents sites, nous pouvons les comparer en fonction de la densité du réseau routier à l’intérieure même de ces zones ainsi qu’aux alentours (figure 3). Les zones à privilégier sont les zones situées près de grand axes routiers.

  •  Autoroutes 
  •        La zone de contrainte 2 et la zone 3-3 contiennent des portions d’autoroute​
  •        Les autres zones ne contiennent pas de portion d'autoroute
  • Zones avec des routes à 2 chaussées 
  •       Les zones 3-5 et 3-3 contiennent des routes à 2 chaussées ​
  •      La zone 2-1 et les autres zones de contrainte 3 ne contiennent pas de route à 2 chaussées
  •   Zones avec des routes à 1 chaussée 
  •        La zone 2-1 contient le plus de route à 1 chaussée
  •        Toutes les autres zones contiennent des routes à 1 chaussée

Figure 3 : Carte représentant le réseau routier dans le département du Gard

Nous pouvons également regarder la disposition des zones par rapport aux lignes de chemins de fer :

  •        Les zones 3-14, 3-5 et 2-1 contiennent des voies de chemin de fer
  •        Les autres zones ne contiennent pas de voies ferroviaires

La pente

Comparons maintenant les différentes zones d’implantation possibles au regard de leur topographie. La pente moyenne de chaque zone a été calculée. 

En attribuant des notes pour chaque critère développé ci-dessus, on obtient le tableau 1 suivant.

 

Tableau 1 : Classement des différentes zones possibles pour l'implantation de l'exploitation​ 
  Zone 2-1 Zone 3-3 Zone 3-5 Zone 3-9 Zone 3-11 Zone 3-12 Zone 3-13 Zone 3-14
Contraintes 2 3 3 3 3 3 3 3
Étendue 8 5 6 1 4 2 3 7
Autoroute 2 1 3 3 3 3 3 3
Route à 2 chaussées 3 2 1 3 3 3 3 3
Route à 1 chaussée 1 2 4 8 6 7 3 5
Chemin de fer 3 4 1 4 4 4 4 2
Pente 1 2 5 7 6 4 3 810
TOTAL 20 19 23 29 29 26 22 31

La meilleure zone d'implantation à l'échelle  des départements du Gard et de l'Ardèche

On en déduit donc, qu’à l’échelle des deux départements, la zone 3-3 est la plus adaptée à l’implantation de l’exploitation de gaz de schiste. Cette zone est située à 32 km de la mer. La deuxième zone d'implantation est la zone 2-1 qui est très proche de la zone 3-3. Ces zones sont présentées sur la figure 4. 

Figure 4 : Carte représentant les deux meilleures zones d'implantation à l'échelle des départements du Gard et de l'Ardèche

Dimensionnement du puits de fracturation hydraulique

Introduction

L'extraction du gaz de schiste peut se faire en employant la technique de fracturation hydraulique qui demande de larges quantité d'eau sous haute pression. Il est donc nécessaire de connaître les différents procédé de fracturation qui consistent principalement à libérer le gaz de schistes. Un réseau d'approvisionnement pour le puits ne peut être considéré d'un point de vue économique puisqu'une station possède une durée de vie annuelle un approvisionnement externe doit donc être considéré. 3 axes d'études ont été étudiés.
Premièrement, une étude mécanique a été réalisée pour déterminer la structure du puits, le procédé de forage et une vérification de l'intégrité de la structure. L'objectif du second axe de cette étude est de déterminer les composants indispensables afin d'obtenir une pression de travail en bas du puits suffisante. Une fois que la pression de l'eau en sortie du puits est choisie, il faut déterminer les pertes de charges liée au déplacement de l'eau. Une fois réalisée, le dimensionnement de la station de pompage peut être réalisée.  Suite à la fracturation hydraulique, une certaine quantité d'eau remonte. Il est nécessaire de savoir quelle est la quantité de gaz qui remonte pendant cet événement. 
 
Explication du procédé de fracturation hydraulique
 
La technique choisie pour la fracturation hydraulique est une fracturation dite "cased hole". Cette technique n'utilise pas uniquement la pression de l'eau pour ouvrir les brèches. En effet l'ouverture initiale est crée par une explosion controlée. Le puits horizontal est séparé en 10 sections. Elles sont traitées de manières successives. Le procédé de fracturation hydraulique est ainsi répété. Tout d'abord la section d'étude est isolée d'un point de vue hydraulique, ensuite il y a l'explosion qui est dirigée par un tube percée introduit dans la section. Pour finir le process, l'eau est injectée sous haute pression. Son rôle est d'élargir et consolider les fractures présentes dans le domaine d'étude. La consolidation est effectuée par l'intermédiaire de sable injecté. Il y a l'apparition d'une eau de reflux qui est due à la fermeture de certaines fractures à cause de la pression exercée par les roches.
 

Bibliographie

Gaz et pétrole de schiste... en question, Philippe Charlez, Pascal Baylocq, Edition TECHNIP, 2014, Paris

 

La conception d’un puits de gaz de schiste

Un puits de gaz  permet  d’accéder à la roche de schiste et extraire le gaz suite à un procédé de fracturation hydraulique. Une telle structure a plusieurs rôles. Le puits constitue une barrière physique entre le milieu naturel et le gaz. L'intégrité de la structure doit pouvoir être garantie en tout point pour éviter une cassure.

Les données nécessaires pour dimensionner un puits

Pour déterminer la profondeur du forage, nous avons utilisé le compte-rendu d'un essai de forage réalisé dans la région d'Alès. La connaissance des différentes couches et la fraction massique du méthane dans celles-ci ont permis d'estimer que la zone favorable à l'exploitation du gaz de schiste se trouve à une profondeur de 4000m   

Bâtir un puits à une telle profondeur correspond à un investissement important, c’est pourquoi une étude minutieuse et soignée doit être planifiée et élaborée au préalable avant de procéder à sa réalisation. Définir le profil du puits et son architecture générale constitue la première étape. Nous allons effectuer maintenant la conception de l’architecture du notre forage et puits en plusieurs étapes, synthétisée par la préparation de pluisieurs documents :

- La proposition de forage : c'est le document de base établi dès qu’il y a possibilité de forer un puits. Ce document définit l’emplacement du forage, sa localisation, les objets du forage, et aussi la géologie.

- Le rapport d’implantation : il est établi lorsque la décision de forage est prise. C’est un document type cahier des charges, qui couvre l’ensemble des opérations à mener et permet de déterminer le budget de l’opération

- Le programme de forage et de tubage : cela représente une opération primordiale pour l’extraction du gaz de schiste. Cette étape d’une importance majeure consiste à choisir les caractéristiques de constructions de puits. Les caractéristiques à choisir sont les suivantes :

- Diamètre respectifs de trépans (forage) et des colonnes des tubes

- Nombre de colonnes et profondeurs de pose

- Hauteur à cimenter derrière les colonnes


Bibliographie

ESSO Rep,Rapport de fin de forage,1965

Programme de forage et de tubage

Cette partie à pour but d'étudier et d'établir un programme de forage.

1) Technologie des tubes casing et tubing :

Le casing et le tubing sont des tuyaux normalisés par American Petroleum Institute (API) dans la spécification 5CT. Ils sont caractérisés par :

  •  La géométrie du corps tube
  •  Leur nuance d’acier ou grade
  •  La géométrie du manchon de raccordement

Géométrie des corps:

Le diamètre nominal d’un casing est proposé par API 5CT. Ce dernier représente le diamètre extérieur du corps. La longueur d’un tube se mesure entre la face extérieure du manchon et le nez de filetage mâle .Cette longueur est normalisée par le API 5CT entre 7.61 et 15 m. Nous allons prendre dans note étude une longueur de 15m pour chaque tube.

Nuance d’acier:

L’API considère trois types d’acier pour le casing. Le tableau suivant regroupe les différentes nuances d’acier selon API pour les casings et le tubing.

 

 

 

 

 

 

 

Caractéristiques des différents grades d'acier

 

2) Procédure de forage :

Tout forage se fait en plusieurs étapes, et est régi par une réglementation solide et rigoureuse. Après un avant-trou préparatoire réalisé par le génie civil, un premier trou de diamètre 36″ (~0.914 mm) est réalisé depuis la surface jusqu’à une centaine de mètres pour stabiliser le sol de départ (coffrer les formations peu profondes pour prévenir un éventuel éboulement et assurer l'imperméabilité du puits pour éviter la pollution des nappes phréatiques). Ce premier trou est immédiatement consolidé par un premier cuvelage (casing) de diamètre 30’’ (0.762m) en acier, légèrement plus petit, qui est cimenté pour assurer la cohésion entre le terrain et le tube.

Ce tube sert de guide pour réaliser les séries de trous suivant : d’abord de diamètre 26″ (~ 660 mm), jusqu’à environ 300 m de profondeur, puis 17 1/2" (~ 0.444 mm) jusqu’à environ 450 m , puis un tube de diamètre 12 ¼" (~ 0.311 mm) jusqu’à 600 m de répondeur et finalement un tube de production de diamètre de 8 1/2" (~ 0.1778mm) jusqu’à une profondeur de 4000 m.   

 Ceux-ci sont à leurs tours cuvelés (cuvelage de surface et cuvelage intermédiaire) et  cimentés.

Cette succession de couches de ciment et d’acier est très importante car elle permet d’assurer l’intégrité du forage et de protéger les nappes phréatiques traversées.

Suivant la profondeur à atteindre, typiquement 4000 mètres pour les forages d’Alès, une à deux autres séries de trous de diamètres de plus en plus petits peuvent être forées. Souvent le dernier trou est foré en diamètre 8 1/2″ (~21 cm), mais peut aussi être plus petit.

 L'image ci-dessous représente une coupe technique de notre puits phase par phase.

Coupe technique phase par phase

Reste maintenant à préciser que notre puits va atteindre une profondeur de 4000 m verticalement, et cela est expliqué par le fait que le méthane extrait existe à cette profondeur. Après la construction de ce puits vertical, nous procédons par la construction d’un puits horizontal de longueur égale à 1000 m. Ce puits vertical est foré dans la roche de schiste pour extraire le gaz piégé dans cette dernière par la méthode de facturation hydraulique.

Un puits vertical dans la roche de schiste est faisable aussi, mais avec cette configuration, nous ne pouvons pas avoir un bon rendement vu que verticalement l’épaisseur de la roche ne dépasse pas 100 mètres. En conséquence, un puits horizontal de 1000 m est beaucoup plus rentable sur le plan quantitatif du gaz extrait et aussi sur le plan financier et économique. 

3) Programme de notre forage :

Le programme de forage dépend principalement du type d’exploitation et de la géologie du site. Des programmes bien définis existent pour chaque configuration

Pour le choix de notre programme de forage, nous avons étudié différents programmes adoptés universellement pour choisir le forage adéquat qui répond le mieux  à notre situation.

Caractéristiques des tuyaux considérés

 

Programme du forage et du tubage de 0 à 600 mètres de profondeur

Après avoir choisi un programme de forage à partir de la norme internationale API 5CT, il faut maintenant étudier la résistance de notre structure et valider ce choix.


Bibliographie

J.P. Nguyen, Technique d'exploitations pétrolières : le forage, Institut Français du pétrole

Etude de la résistance de la structure (casing et tubing)

Toute structure doit être suffisamment résistante pour supporter les charges auxquelles elle sera soumise au cours de sa durée de vie. Les critères de résistance sont toujours basés sur les contraintes. En effet, à partir d’essais sur les matériaux, on déduit les valeurs limites à ne pas dépasser.

Dans cette étude de la résistance de la structure, nous allons résoudre un problème 2D, étant donné que nous avons une invariance par rotation par rapport à l’axe Z. 

1) Quantification des contraintes appliquées sur notre structure:

Avant d’entamer la partie résistance de la structure et la validation des dimensions, il faut tout d’abord déterminer les différentes contraintes appliquées sur notre structure (casing et tuyau de production) 

Tenseur de contrainte 2D pour la facette XY :

Pour une facette XY et en un point O, nous avons la matrice de contrainte suivante :

           

 

Avec :

         $\sigma_{xx}$ : contrainte normale qui représente la composante selon l’axe x de la contrainte agissante sur la facette normale à x

         $\sigma_{yy}$ : contrainte normale qui représente la composante selon l’axe x de la contrainte agissante sur la facette normale à y

         $\sigma_{xy}$( ou $\tau_{xy}$) et  $\sigma_{yx}$( ou $\tau_{yx}$) : la contrainte tangentielle qui représente la composante selon l’axe y(ou x) de la contrainte agissante sur la facette normale à x ( ou y )

Dans notre cas, nous supposons que notre casing ou tuyau de production est une poutre  d’axe Y pour quantifier les efforts agissants sur la  structure.

Donc, pour estimer les contraintes appliquées sur notre structure, il faut quantifier l’effort normal à partir de $\sigma_{yy}$, et les efforts tangentielles à partir de $\sigma_{xy}$ .

Pour le cas d’une poutre d’axe Y, nous avons $\sigma_{xx}$ = 0

Une brève présentation de la norme européenne de conception EUROCODE3 :

Les structures que nous allons étudiées sont des structures en acier, et comme l’EUROCODOE 3 définit les principes de calcul des structures en acier, nous allons les utiliser pour vérifier la résistance de casing et de tuyau de production.

L’EUROCODE 3 s’applique au calcul des bâtiments et des ouvrages de génie civil en acier. II est conforme aux principes et exigences concernant la sécurité et l'aptitude au service des structures, les bases de leur calcul et leur vérification qui sont données dans l'EN 1990.

2) Vérification de la résistance des casings:

Résistance des casings à l’effort normal suivant l’axe Y selon l’EUROCODE 3 :

Les casings doivent résister à deux contraintes :

  • Écrasement ou compression
  • Flambement

La longueur utilisée pour chaque casing ou cuvelage selon la norme API est égale à 15 mètres.

A partir de L’ EUROCODEC 3, la valeur de calcul de l’effort de compression Ned dans chaque section transversale doit satisfaire la condition suivante :

$N \big< N_{pl,Rd}=\frac{A f_{y}}{\gamma_{M0}} $

Avec :

$N_{pl,Rd}$ est la valeur de calcul de la résistance plastique de la section transversale, A est l’aire de la section transversale, $f_{y}$ est la limite élastique du matériau et$ \gamma_{M0}$ est le coefficient partiel de sécurité portant sur la résistance mécanique du matériau caractérisée par sa limite élastique. Ce coefficient peut actuellement être pris égal à 1.

Pour cette partie, nous faisons un exemple de calcul pour le premier casing qui est caractérisé par un diamètre de 30’’( 0.762 m) et une épaisseur de 7.9mm.

Nous avons choisi H 40 comme grade d’acier, qui est caractérisé par une limite élastique minimale égale à 276 MPa.

$N_{pl,Rd}=\frac{\Pi(R_{1}^{2}-R_{2}^{2}) f_{y}}{\gamma_{M0}}$= $20700  10^{3} Newtons$

Il ne faut pas que N dépasse $20700  10^{3} Newtons $ pour avoir un casing qui résiste bien à la traction-compression (écrasement).

Les forces de compression appliquées sur les casings sont engendrées par le poids propre de la structure.

$N= M g = \rho h A g =8000*15*0.075*10= 90000 Newtons$

L'inégalité suivante $N \big< N_{pl,Rd}$ est bien validé ,nous concluons donc que notre casing résiste bien à l'écrasement ( compression).

Idem pour le casing 2,3 et 4, ci-dessous un tableau récapitulatif  dans lequel nous avons étudié la résistance de tout les casings utilisés dans notre ouvrage.

Tableau des contraintes

Résistance des casings au flambement selon l’EUROCODE 3 :

Nous allons maintenant appliquer l’algorithme ci-dessous pour vérifier la résistance de casing au flambement.

Pour que notre casing résiste au flambement, il ne faut pas appliquer un effort axial N supérieur à$ N_{R}$ qu’on va le calculer maintenant.

 

Algorithme de détermination de flambement

Le flambement est le mode de ruine prépondérant et le plus dangereux des composants comprimés. Il se traduit par déformation de flexion brutale du composant à partir d’un niveau donnée de l’effort de compression.

Une barre comprimée doit donc être vérifiée vis-à-vis du flambement de la façon suivante :

Calcul de l’élancement réduit $\bar{\lambda}$ qui est égal à $\lambda$ / $\lambda1$.

Avec :   $\lambda$= $L_{cr}$/i ($ L_{cr}$ : longueur de flambement dans le plan considéré, i=( I/A)^0.5 :rayon de giration par rapport à l’axe approprié , déterminé en utilisant les propriétés de section transversale brute )

$\lambda1 = \pi*\sqrt {\frac{E}{f_{y}}}$

Avec :

E: module de Young de l'acier qui est égal à 210 GPa

${f_{y}}$: limite élastique du matériau

Application numérique:

$L_{cr}=0.5* L_{0}=0.5*15=7.5 m$ ( pour une structure bi-encastré)

$i=\sqrt \frac {I}{A}$

Pour une section annulaire, le moment quadratique est égal à:

$I_{x}=I_{y}=\frac{\pi*( D_{1}^{4}-D_{2}^{4})}{64}=134 10^{-5} m^{4}$ et $A=0.075 m²$

$i=0.133m$

$\lambda=\frac{L_{cr}}{i}=56.39$

$\lambda_{1}= 86.61$

$\bar{\lambda}=\frac{ \lambda}{ \lambda1}=0.65 $

Avec ces configurations, nous avons un risque de flambement simple puisque $\bar{\lambda}$ est supérieur à 0.2.

L’étape suivante consiste à calculer  X :

Avec:

$\alpha$ : facteur d'imperfection qui est égal à 0.21

Application numérique :

$\phi=0.758 $

$X=0.871$

Dans le cas où $\beta_{a}=1$ et $\gamma_{M1}=1.1$(Coefficient partiel de sécurité de résistance des éléments aux instabilités), nous avons d'après l'algorithme ci-dessus:

$N_{r}=16'390'636 Newtons$ et $N=M*g=90'000 Newtons$

il est clair que la valeur de Nr est beaucoup plus grande que N, nous concluons donc que le casing résiste bien au flambement. 

3) Vérification de la résistance du tuyau de production ou tubing:

Le tuyau doit résister aux 3 efforts :

  • Compression
  • Hydrostatique
  • Litho-statique

La longueur totale du tube de production et de 5000m (4000m puits vertical et 1000m puits horizontal). Ce tube est constitué par des conduites de 15 m chacune, et à partir de la norme américaine API nous avons choisi un diamètre égal à 7’’ (0.177m) avec une épaisseur de 0.0079 m.

Nous allons maintenant quantifier les contraintes appliquées sur le tube de production et vérifier sa résistance à partir les dimensions évoquées ci-dessus

 

Vérification de la résistance du tube de production aux efforts normales suivant l’axe Y selon l’EUROCODE 3 :

Vérification de la résistance du tube de production aux efforts tangentiels selon l’EUROCODE 3 :

En plus des forces de compressions, le tuyau de production est exposé aux efforts tranchants engendrés par la force hydrostatique et litho-statique.

Il faut quantifier maintenant  la contrainte $\sigma_{xy}$ appliquée sur le tuyau et vérifier la résistance de ce dernier.

Pour vérifier la résistance de tuyau aux forces hydrostatique et litho-statique, il faut que l’effort tranchant soit inférieur à celui résistant.

Effort résistant : $V_{pl}=\frac {f_{y}*A_{v}}{\sqrt{3}*\gamma_{M0}}$

Avec :

    Av : Aire de cisaillement selon l'EUROCODE3

Calcul des contraintes de cisaillement:

Selon EUROCODE3, pour un profil creux circulaire et tube d’épaisseur uniforme, nous avons Av  = 0.6 A (A:aire de la section transversale)

  • Efforts tranchants résistants :

$V_{pl}=\frac {f_{y}*A_{v}}{\sqrt{3}*\gamma_{M0}}=159.667  10^{3}$

  • Efforts tranchants appliqués sur le tuyau de production : 

-P1: Pression Hydrostatique 

​-P0:Pression Lithostaitique 

Nous avons:

P0= 60 MPa (pression nécessaire pour la fracturation hydraulique) 

P1= rho*g*h= 2850*10*4000=114 MPa

Avec 2850 la masse volumique maximale du sol.

La pression appliquée sur notre structure est égale à P2-P1= 54 MPa

La section cisaillée vaut : 0.00167 m²

V= (P1-P0) * section cisaillée = 54*10^6*0.00167= 90.18*103 Newtons

Le tuyau de production résiste bien aux forces litho-statique et hydrostatiques puisque V <Vpl.


Bibliographie

J.P. Nguyen, Technique d'exploitations pétrolières : le forage, Institut Français du pétrole

Jaques Brozzetti, Eurocode 3 calcul des structures en acier

Détermination de la pression de l'eau

Hypothèse d'étude

 

La fracturation hydraulique nécessite la création de fissure afin de faciliter le déplacement du gaz. Elle s'effectue en deux grandes étapes: Premièrement le tube horizontal est séparé en 10 sections de 100 m. Ces dix sections sont traitées les une après les autres de manière indépendante. Tout d'abord chaque section est isolée des autres, cette étape est nécessaire afin de permettre la jonction d'un tube creux munis d'explosifs. Cette explosion crée le réseau de fissure nécessaire pour permettre à l'eau mélangée avec du sable de renforcer et de consolider les fissures ainsi créées. Pour connaître la pression nécessaire que l'eau doit avoir pour pouvoir remplir ce rôle, il faut s'intéresser à la résistance de la roche aux efforts. Il y a trois modes d'aggrandissement des fractures : par cisaillement, par torsion et ensuite par ouverture qui correspond à l'élargissement orthogonal de la fracture. Dans notre cas, on  ne considère que le dernier puisque c'est celui qui va être mis en oeuvre par la fracturation hydraulique.

La pression que le fluide doit avoir doit permettre de casser la roche et empêcher la fermeture immédiate. Une étude menée par Hubbert and Willis a estimé que la pression de l'eau nécessaire peut être estimée par la formule suivante. $ P_{eau}=\frac{dP}{dz}* Profondeur $ avec $\frac{dP}{dz}=0.14~bar/m$ . Ainsi la pression que l'eau doit avoir en profondeur au minimum 600 bar.

 

Le but est à présent de connaître la pression que les pompes doivent fournir pour pouvoir atteindre une telle pression à l'extrémité du tuyau. Il faut donc estimer l'évolution de la pression le long de la conduite. Pour cela on utilise le théorème de Bernoulli

$$P+\rho*g*z+\frac {1}{2} u^2=constante-\Delta P$$ avec $P$ la pression de l'eau ; $\rho$ la fraction volumique de l'eau; $g$ l'accélération gravitationnelle; $ z$ la profondeur; $u$ la vitesse de l'eau et $\Delta P$ les perte de charge

La première étape a été la détermination de la vitesse au sein de la conduite. La connaissance exacte de cette variable n'est pas possible puisqu'elle dépend de l'intervalle d'ouverture de nouvelle fracture. Pour effectuer le calcul une valeur moyenne a été prise. Cette hypothèse peut être validée par un bilan de matière, il y a conservation de la masse et le fluide est considéré comme incompressible. On a donc :

$$Q=S*u=constante$$ avec $Q$ le débit; $S$ la section transversale du tuyau et $u$ la vitesse moyenne d'une section

De ce fait si la section en entrée et sortie du domaine est supposée identique, alors la vitesse est constante dans le tuyau. Cependant on ne peut considérer que les sections sont identiques jusqu'à l'entrée de chaque section. En effet à l'intérieur d'une section, les parois sont trouées ce qui augmentent la section de sortie. L'hypothèse effectuée maximise ainsi les pertes de charges, car elles dépendent de la vitesse au carré, qui se trouve être surestimée dans l'extrémité de la conduite. 

Estimer les pertes de charges s'est avéré être un problème assez complexe. En effet le problème traité est un problème diphasique (mélange eau/sable). Des hypothèses assez fortes ont du être faites pour permettre d'avoir un ordre de grandeur des pertes de pression. Le mélange a été considéré comme un fluide uniforme. Cela revient à considérer que la présence du sable ne possède aucun effet que ce soit sur le frottement du fluide ou sur la création de turbulence. Cette simplification peut être justifiée par la présence d'additif dont le but est d'améliorer la viscosité du fluide. Toutefois pour prendre en compte la présence du sable, on considère que les pertes de charges engendrées sont du même ordre que l'énergie nécessaire au transport de cette quantité de sable.

Détermination du profil de température

Il est nécessaire d'avoir une idée de l'évolution de la température puisque son évolution influe sur la valeur des paramètres physiques. En France le gradient de température est de 3.3°C pour 100 m. La température moyenne à la surface terrestre est de 10°C.

 

Pour estimer la perte de charge, on utilise la formule de Darcy-Weisbach.

$$J=f*\frac{u^2}{2*g*D}$$ De plus $$\Delta P=\frac{J*L}{\rho*g}$$ avec $L$ la longueur considérée

la formule de colebrook a été utilisée pour déterminer le coefficient de frottement $f$.

$$\frac{1}{\sqrt f}=-2 log_{10}(\frac {\epsilon}{3.71*D}+\frac{2.51}{Re*\sqrt{f}})$$

avec $\epsilon = 10^{-4} m$ la rugosité du tube

Le domaine d'utilisation de cette formule est en milieu turbulent. A grand Reynolds, on peut négliger la contribution du terme $\frac{2.51}{Re*\sqrt{f}}$. Le Reynolds est calculé de la manière suivante:

$$Re=\frac{\rho_f*u*D}{\mu}=5.5*10^5$$

avec $\mu=8.9*10^{-4}~ kg. m^{-1}.s^{-1}$ la viscosité dynamique de l'eau, $\rho_f=1072~kg.m^{-3}$ la masse volumique du fluide.

La viscosité de l'eau diminue selon la profondeur puisque la température augmente. Prendre une viscosité à basse température permet de minorer le coefficient de Reynolds et ainsi d'assurer que l'hypothèse est valable sur tout le domaine d'étude.

Estimer la force transmis par le fluide sur le sable correspond à évaluer l'énergie cinétique transmise au fluide. Pour cela, la vitesse de chute a été estimée grâce à la formule suivante. 

$$v_p=\frac{(\rho_p-\rho_f)*g*r^2}{4.5*\mu}$$

 

Cette vitesse de chute augmente avec la température et peut donc être minorée par la vitesse initiale $v_p=1.3~m.s^{-1}$.

La perte d'énergie peut donc être évaluée de la manière suivante sur 1m3 . $$\Delta E=M_s*(v_p^2-u^2)=300 J$$

Cela permet de tracer l'évolution de la pression dans le puits de production.

Evolution de la pression dans la conduite

La pression en entrée du puits a été prise à 330 bars. Cela permet d'obtenir une pression pour l'eau qui vaut 752 bars. Ce sur-dimmensionnement peut être justifié par le fait que des hypothèses très fortes ont dues êtres réalisées pour réussir à modéliser les pertes de charges

 


 

Bibliographie

M King Hubbert, David G.Willis, Mechanic of hydraulic Fracturing,1972

B.Oesterlé, Ecoulements diphasiques, 2006

D. Kondo, Modélisation du comportement des roches par la mécanique linéaire de la rupture

S. Bennis, Hydraulique et hydrologie, PUQ 2009

J. Varet, La géothermie, http://encyclopedie-dd.org/encyclopedie/terre/la-geothermie.html

Dimensionnement de la pompe

Le but que doit atteindre la pompe est de fournir au puits une eau à une pression de 330 bars à un débit valant 4 m3 par minute. Pour cela, il a été choisi de prendre 10 pompes en série qui seraient fixées sur un camion. Cela est du au fait que le temps de fracturation est relativement rapide, de ce fait il est nécessaire de pouvoir réutiliser les pompes pour un autre puits.

Il a été décidé de dimensionner le procédé avec des pompes à piston. Celles ci présentent l'avantage de ne pas provoquer de cavitation. Notre installation a été conçue de telle manière à éviter au maximum les pertes de charges liées au transport de l'eau jusqu'au puits. En effet, les camions sont juxtaposés aux réservoirs d'eau et à une très faible distance du puits en lui-même. Le seul phénomène de perte de charge est du au raccordement entre les pompes et le puits. En effet, le diamètre des tubes en sorties de la pompe font 40 mm alors que celui en entrée du puits ne fait que 170 mm. Il y a donc deux phénomène de pertes de charges. Premièrement lors du raccordement des différentes pompes, puis à cause du convergent. Le convergent possède une longueur de 10 cm avec un angle au sommet de 1°. On néglige la perte de charge engendrée par l'introduction du sable dans le tuyau par l'intermédiaire d'une vis sans fin.

Schéma du raccordement des pompes

Calcul des pertes de charges singulières :

$$\Delta P_{convergent} = (1-(\frac{\Phi _{sortie}}{\Phi_{entrée}})^2)^2 sin \alpha *\frac{\rho *u^2}{2} = 5 Pa$$

 

Les calculs précédent indiquent que la perte de charge liée au transport de l'eau de la pompe au puits peut être négligée.

Le choix pour la pompe a été porté sur une pompe à cylindrée variable à pistons axiaux A7V0 produite par la société Bosch. Le modèle choisi est le NG 355.

Courbes caractéristiques de puissance (kW)

Le point de fonctionnement choisi est de travailler avec un débit sortant de 400 L/min à une pression de 330 bar. Cela signifie donc que la puissance nécessaire à fournir pour obtenir ce couple là est de 250 kW. Le fonctionnement total de la station de pompage mobile demande 2,5 MW.


Bibliographie

Fiche technique de Bosch

Cours de APP hydraulique de Julie Ablagnac

S.Chaussedent. Statique et dynamique des fluides.NUMELiPHY

Détermination de la composition de l'eau de reflux

Composition de l'eau de reflux

Avant le début de la fracturation hydraulique, la porosité de la roche est remplie uniquement par un gaz qui est dans ce cas composé à 80% de méthane. Lorsque la fracturation hydraulique est réalisée, le milieu est donc saturé en eau sur un domaine assez restreint. Le gaz présent initialement dans cette zone est soit déplacé vers l'extérieur, soit il se dissout dans l'eau.

Pour savoir la quantité de méthane soluble dans l'eau, la pression partielle doit être connue. Le gaz se trouve être comprimé par la roche, la pression de la phase gazeuse peut donc être considéré comme égale à la pression litho-statique qui vaut 1140 bar. On obtient donc une pression partielle du méthane $P_{CH_4}=x_{CH_4}*P=912 bar$.

De la même manière, la température influe sur la quantité de méthane dissoute dans l'eau. Comme vu précédemment, on considère que la température à 4000 mètres de profondeur vaut 142°C.

Un autre paramètre qui influe sur la solubilité du méthane dans l'eau est la force ionique de la solution. Une force ionique élevée diminue la solubilité du $CH_4$ à cause des interactions électrochimiques. Dans le cas étudié, elle est principalement imposé par la quantité en NaCl. L'eau de mer possède environ 38 g de NaCl par litre de solution ce qui correspond à une concentration de 0.65 mol par litre de solution.

La publication publiée par Z. Duan et al permet d'estimer la quantité de méthane dissoute dans l'eau en fonction de la température, de la pression partielle en $CH_4$ et nous permet d'estimer que la concentration maximale de méthane dans l'eau dans ces conditions est $C_{max}=0.32 mol.L^{-1}$.

On a donc que le nombre maximal de mole de méthane dissous dans l'eau vaut:

$$n=C_{max}*Volume~de~l'eau=3200 mol$$ Il reste à estimer la quantité de gaz initialement présente dans le domaine d'étude. Pour cela on utilise la loi des gaz parfaits :

$$P*V=n*R*T\Rightarrow n=2.6*10^7mol$$

On peut donc considérer que l'eau de reflux est saturée en gaz. 6000 m3 d'eau remonte à la surface. Une seconde application de la loi des gaz parfaits permet d'estimer le volume du gaz qui peut être récupéré à la surface. $$V_{reflux}= 475 m^3$$

 

 


Bibliographie

ESSO Rep,Rapport de fin de forage,1965

Z. Duan, N. Moller. The prediction of methane solubility in natural waters to high ionic strength from 0 to 250°C and from 0 to 1600 bar,1992

C. Tourenq, Propriétés des calcaires

David R. Lide, ed.,CRC Handbook of Chemistry and Physics, Internet Version 2005

 

Dimensionnement d'une usine de traitement et recyclage des eaux issues d'un puits de gaz de schiste

Introduction

Lors de la phase d'exploitation d'un puits de gaz de schiste, le méthane va remonter accompagné d'eau. Celle si peut provenir de deux sources différentes. Une partie provient  de l'eau injectée lors de la fracturation hydraulique qui remonte à la surface. On parle d'eau "de reflux". Entre 20% et 80% des 10 000m3 d'eau injectée sortent du puits lors du premier mois d'exploitation. L'autre source est celle de l'eau dite "produite" par le puits. Ce sont des réserves d'eau initialement piégées avec le gaz qui sont libérées avec celui-ci lors de la fracturation. Cet eau remonte en faible quantité tout au long de l'exploitation du puits mais peuvent, in fine, représenter des volumes équivalents à ceux injectés lors de la phase de forage. Ces importantes quantités d'eau, qu'elle soit de reflux ou produite, sont très polluées. Au cours de son passage dans les couches géologiques profondes, l'eau va se charger en éléments minéraux tels que des sels, des oxydes métalliques ou des composés carboniques. Cette eau ne pourra pas être déversée dans l'environnement. L'industriel doit donc mettre en place une stratégie pour disposer de cette source de pollution. Il est apparu intéressant pour eux de chercher à réutiliser cette eau. En effet les prélèvements d'eau pour l'exploitation de gaz font polémique car ceux-ci entrent en concurrence directe avec d'autres usages, notamment agricoles. De plus, le coût de traitement de l'eau est parfois inférieur au coût d'achat et de transport. Réutiliser cette eau usée permet donc de résoudre le problème de la valorisation des déchets et les conflits d'usages. Malheureusement, celle-ci ne peut-être utilisée telle quelle pour une nouvelle fracturation. Les sels, les carbonates, les sulfates et les matières en suspension doivent être éliminés pour éviter d'endommager le circuit d'injection ou de diminuer les performances de la fracturation.

Dans le cadre de notre BEI, nous avons donc décidé de dimensionner une usine de traitement des eaux issues de la fracturation des dix puits considérés sur le site. Les forages se suivant dans le temps, il faut donc que notre station de traitement soit capable de traiter les eaux de reflux entre deux forages qui sont espacés approximativement de 6 semaines.


Bibliographie

FracFocus, Chemical Disclosur Register. www.fracfrog.org Dernière visite le 01/03/2015
Gaz et pétrole de schiste... en question, Philippe Charlez, Pascal Baylocq, Edition TECHNIP, 2014, Paris
 

Composition de l'eau et les volumes à traiter : le problème initial

Notre projet d'exploitation est fictif en ce sens qu'il s'implante dans une zone où aucune phase d'exploration n'a été faite. Aucune donnée sur la qualité et la quantité de l'eau de reflux n'est disponible. Nous devons donc concevoir notre exploitation sur la base de données issue d'autres puits. Suite à une recherche bibliographique nous avons collecté des données que nous avons compilées de manière à établir un cas fictif qui nous servira de base pour dimensionner notre procédé industriel.

La fracturation hydraulique d'un puits de gaz de schiste nécessite environ 10 000 m3 d'eau. Entre 20% et 80% de celle-ci remonte lors de l'exploitation. Nous choisissons un pourcentage de reflux de 60%, soit 6 000 m3 d'eau à traiter. La quasi totalité de l'eau de reflux issue de la fracturation sort lors du premier mois, voire dans la première semaine. Elle sera donc stockée en attendant son traitement. Les différentes étapes du forage nécessitent 6 semaines. Il nous faut donc traiter notre eau dans ce temps imparti.

Substance Concentration (en ppm) Substance Concentration (en ppm)1
Composition théorique de l'eau à traiter
Baryum 5 000 Sulfate 1 000
Calcium 10 000 Carbonate 500
Sodium 35 000 Bicarbonate 3 000
Ammonium 100 Acetate 500
Potassium 350 Propionate 200
Magnésium 1 000 Butyrate 10
Strontium 2 500 BTEX² 50
Chlore 50 000 Matière dissoute
totale
100 000
Fer 50 Matière en suspension 250
Hydrocarbure 500 pH 4 à 10
1 : Sauf pH
2 : BTEX = Benzène, Toluène, Ethylbenzène, Xylène

Bibliographie

- Sun, Paul T., Charles L. Meyer, Cor Kuijvenhoven, Sudini Padmasiri, and Vladimir Fedotov (2012). “Treatment of water from fracturing operation for unconventional gas production,” in Contemporary Technologies for Shale-Gas Water and Environmental Management, Ronald D. Neufeld, editor. Alexandria, Va.: Water Environment Federation, pp. 61–81.

- Nathaniel R. Warner, Cidney A. Christie, Robert B. Jackson, and Avner Vengosh, "Impacts of Shale Gas Wastewater Disposal on Water Quality in Western Pennsylvania", in Environmental science and technology, Octobre 2013.

- Modern Shale Gas. Developpement in the United State : A primer. US department of Energy - Office of Fossil energy. April 2009

- Shale Gas and Hydraulic Fracturing : Ensure a safe, secure, clean and competitive source of energy for Europe. International Association of oil and gas, 2014, Londre

Le prétraitement : dessablage et abattement de la matière en suspension

Le dessablage à la sortie du puits

Le but du dessableur va être d'éliminer les particules d'un diamètre supérieur à 200µm afin qu'elles n'endommagent pas les pompes et autres matériaux lors de leur transport vers l'usine de traitement. Le dessableur est une méthode de séparation gravitaire. La vitesse horizontale est réduite afin qu'elle soit inférieure à la vitesse ascensionnelle, permettant ainsi une sédimentation des particules.

Pour assurer une bonne sédimentation des sables, il faut que la vitesse du courant d'eau ($V_{e}$) soit de 0.3m/s. Au-dessus de cette valeur, le dessableur ne fonctionnera pas correctement, au-dessous des particules plus fines, notamment la matière organique, risquent de se déposer. La vitesse de chute ($V_{c}$) d'une particule de 200µm est d'environ 70m/h.

Pour commencer il nous faut connaître le débit maximal à traiter. Il est de 27m3/h le premier jour avant de décroître à moins de 0.5m3/j à la fin du premier mois d'exploitation.

Il nous faut ensuite fixer la hauteur de notre dessableur. Nous vérifions ensuite si cette hauteur permet un bon fonctionnement du dispositif. Nous choisissons de prendre une hauteur $h$ de 30cm.

Il nous faut ensuite déterminer la largeur du bac :

$$l=\frac{Q}{V_{c}h}=\frac{27}{70\times0.3}=1.3m$$

On peux ensuite déterminer la longueur du canal :

$$L=\frac{hV_{e}}{Q}=\frac{0.3\times0.2}{\frac{27}{3600}}=8m$$

Il faut ensuite vérifier que le temps de parcours vertical de la particule soit inférieur à son temps de parcours horizontal. C'est à dire qu'il faut que $\frac{L}{V_{e}}>\frac{h}{V_{c}}$. C'est bien le cas ici, notre valeur de $h$ est donc correcte.

Nous pouvons alors calculer le temps de séjour dans le dessableur $$T_{S}=\frac{Q}{L\times l\times h}=5min14sc$$

Enfin il nous faut calculer le temps que le sable va mettre avant de remplir 25% du canal. On estime que le sable remonte à la concentration de $6\times 10^{-3}$m3/m3 d'eau. Avec un débit de 27m3/h, il se dépose 5cm de sable en une journée. Il faut donc curer le canal toutes les 36 heures. Au vue du faible volume de sable récupéré, il ne semble pas opportun de construire un deuxième canal car les opérations de curage devraient être rapides et de plus en plus espacées au vue de la réduction rapide du débit de l'eau de retour.

Le décanteur à l'entrée de l'usine de traitement

Le décanteur installé à l'entrée de l'usine de traitement a le même objectif que le dessableur mais permet la décantation de particules plus fines. Le principe est aussi le même : avoir une vitesse du fluide ascendante suffisamment basse pour que la chute des particules ne soit pas perturbée. La vitesse ascensionnelle est déterminée en fonction de la qualité des boues à traiter. Elle est couramment établie aux alentours de 1m/h. N'ayant pas d'information plus précise quant à la qualité des boues, la valeur de 1m/h est choisie pour notre dimensionnement. On peux ensuite calculer facilement la surface nécessaire en fonction de notre débit $$S(m^{2})=\frac{Q(m^{3}/h)}{V(m/h)}=\frac{60}{1}=60m^{2}$$

Nous choisissons d'installer un décanteur circulaire. Le diamètre de celui-ci sera donc de $8m80$ afin que la surface du décanteur soit de 60m2. Le diamètre étant faible, on peux envisager un décanteur avec un racleur de boues et un entraînement axial.

On distingue trois zones dans un décanteur :
- Une zone d'eau claire entre 0,5 et 1m
- Une zone de sédimentation entre 1,5m et 2,5m
- Une zone d'épaississement entre 0,5 et 1,5m

Le décanteur doit donc, en périphérie, faire entre 2,5 et 5m de profondeur. Nous prenons une hauteur de 3m au vue de la concentration en MES de notre eau (250mg/L). Le volume du décanteur est donc de 180m3. Le temps de séjour s'établit ainsi à 3h.

D'après la documentation de Technique de l'ingénieur, pour un décanteur de 6m de diamètre et une vitesse 1/4 tr/mn, la puissance du moteur pour l'entraînement du bras est de 0,7kW. Nous prendrons cette valeur pour calculer le coût énergétique de notre installation.
 


Bibliographie

BRGM,  Eric Defez, Zaid, Alamy, Alizée, logiciel de dimensionnement et d'estimation du coût d'un système de géoépuration, 1991

Abdelkader Gaïd, Traitement des eaux résiduaires (C5220), Technique de l'ingénieur, Paris, 2008

Marcel ENTAT, Décantation (a5450), Technique de l'ingénieur, Paris, 1982

Documentation FNDAE, la décantation des boues activées, 2008.

Réduction de la quantité des matières en suspension dans l'eau grâce à la centrigugation

Introduction

La centrifugation est un procédé de séparation liquide-liquide ou solide-liquide. En effet elle est utilisée lorsque différentes phases ou des solides en suspension d'un échantillon liquide sont à séparer. L'échantillon est introduit dans une chambre (le bol de la centrifugeuse) qui est entraînée à une vitesse de rotation très importante (de 2000 à 10000 tr/min). Ainsi le phénomène de sédimentation, qui consiste à laisser reposer l'échantillon afin d'effectuer une séparation "naturelle" en laissant agir la force de gravitation et qui peut prendre beaucoup de temps, est accélérée grâce à la force centrifuge. La centrifugation est utilisée dans de nombreux domaines : les industries chimique et alimentaire, la médecine ou encore le nucléaire.

L'étape précédente, le dessablage, a permis d'éliminer les particules abrasives de taille importante - le sable et les autres particules lourdes (dont le diamètre est supérieur à 100 µm) - qui peuvent endommager les appareils du procédé. La centrifugation nous permet d'enlever la quasi totalité des particules solides en suspension dont le diamètre est supérieur au micron. Le courant sortant purifié pourra ainsi être traité dans les autres opérations unitaires de cette usine sans les abîmer.

Dimensionnement de la centrifugeuse

Cette partie vise à déterminer le débit limite d'alimentation de la machine, au-delà duquel la séparation serait de mauvaise qualité. Pour cela, il faut dans un premier temps choisir le type de centrifugeuse désirée. Nous décidons d'utiliser le modèle AC2500 KFD de Flottweg Separation Technology, dont les caractéristiques sont fournies dans le tableau 1. Cette centrifugeuse a été sélectionnée grâce à sa grande capacité d'alimentation (jusqu'à 70 m3/h).

 

 

 

(Source: http://www.sincaninc.com/mater/fweg/bev/disk/ac20002500.pdf)

Le tableau ci-dessous présente les grandeurs, valeurs et symboles associés qui nous permettront d'obtenir le débit limite :

Le diamètre limite des particules pouvant être séparées par centrifugation est fixé à 1µm. Leur densité est de 1,02, proche de celle de l'eau. La viscosité du mélange est prise égale à celle de l'eau. Et, au vue de la géométrie de la centrifugeuse, le rayon interne est fixé à 10 cm et le rayon externe à 65 cm.
 

La relation permettant de définir le débit limite est: Qlim = Vs * Seq .
Où Vs désigne la vitesse de sédimentation qui est obtenue grâce à la relation : $$ V_s = \frac {d^2 (\rho_p - \rho_f) g} {18 \eta} $$

Seq représente la surface équivalente, c'est-à-dire l'aire nécessaire à la séparation par simple sédimentation, et est définie par: $$ S_{eq} = \frac {2 \pi n \omega^2 tan(\phi) (r_1^3-r_2^3)} {3 g} $$

On obtient ainsi une vitesse de sédimentation de 1,09.10-8 m/s et une surface équivalente de 2,95 km².
Le débit limite qui en découle alors a une valeur de 0,032 m3/s soit:

Qlim = 115,8 m3/h

Cette valeur représente la valeur limite de débit qui assure une bonne sédimentation pour les caractéristiques des particules données. Nous choisissons alors de nous placer à un débit d'alimentation de 60 m3/h (soit 52% du débit limite), afin d'éviter d'éventuels bacs de stockage entre les différentes opérations unitaires (confere débits calculés pour les étapes suivantes).

 


Bibliographie

http://www.sincaninc.com/mater/fweg/bev/disk/ac20002500.pdf

B. Veynachter et P. Pottier, Centrifugation et Décantation,Technique de l'Ingénieur.

P.Y. Pontalier, support du cours "Procédés de Dépollution", ENSEEIHT.

Adoucissement de l'eau par échange d'ions

Cette étape a pour but d'adoucir le courant d'eau, c'est-à-dire de réduire sa teneur en ions calcium et magnésium (qui ont tendance à précipiter très facilement, surtout en présence d'ions carbonates) en les remplaçant par des ions sodium (qui sont nettement plus solubles et qui ont donc moins tendance à précipiter).
Pour cela, nous faisons passer l'eau à travers une membrane échangeuse de cations fortement acide : la Duolite C-20.

L'adoucissement se décompose en quatre opérations :

  • La phase dite de service : c'est la partie active de l'adoucissement, où le courant à traiter passe à travers la membrane. La réaction d'échange est la suivante : $$ 2 R-Na + Ca^{++} ⇔ R_{2}-Ca + 2 Na^{+} $$
    D'après les données du constructeur, la plage de fonctionnement de la résine est située entre 5 et 40 volumes de lit par heure (1 volume de lit est égal à 1m3 d'eau par m3 de résine).
    Donc pour un débit d'entrée fixé à 60m3/h, un volume de résine de 1,5m3 à 12m3 est nécessaire. Pour des questions de transport, les colonnes utilisées ne pourront pas dépasser 3m de longueur avec un diamètre de 60cm permettant de conserver un bon ratio entre longueur et diamètre de colonne. Chaque colonne aura donc un volume de 0,85m3.
    Il faudra donc au moins entre 2 et 15 colonnes avec les paramètres définis au-dessus.

    Pour bien faire, il aurait fallu trouver les données expérimentales comme le débit optimal dans la colonne afin d'obtenir précisément le volume de résine nécessaire, ainsi qu'une courbe de percée liée à la résine Duolite C-20. Cela nous aurait permis, au moyen de l'isotherme d'adsorption pour cette résine (que nous pouvons obtenir par le calcul) si la dureté initiale de l'eau utilisée dans l'expérience était différente de la nôtre et de calculer le temps de fonctionnement nécessaire au bout duquel il faut procéder à la régénération de la résine.


     
  • La phase de rétro-lavage : un courant d'eau est injecté à contre-courant pour décompacter la résine et ainsi en éliminer les éventuelles traces de solide. Le constructeur indique qu'une dilatation du lit de 50% est nécessaire et que cette étape doit durer entre 5 et 15 min. Grâce au graphe fourni sur la fiche produit de la Duolite C-20, le débit d'eau nécessaire (à 20°C) au rétro-lavage est de 11m3/h.

                                          

  • La phase de régénération : une solution de saumure (eau + chlorure de sodium), contenant 8 à 12% de sel, passe à travers la membrane chargée en ions calcium et magnésium. La réaction inverse de la phase de service permet alors à la résine de se recharger en sodium. La saumure sort de la résine chargée non plus en ions sodium, mais en ions calcium et magnésium. Le débit opératoire est compris entre 2 et 8 volumes de lit par heure. Le temps de contact entre la résine et la solution de saumure doit être d'au moins 30 minutes.
  • La phase de rinçage constituée de deux sous étapes : le rinçage lent, qui élimine le surplus de solution de rinçage, puis un rinçage rapide qui permet d'éliminer les éventuelles produits de réactions.

La fuite de dureté, c'est-à-dire la dureté persistante en sortie de la résine, est d'après une entreprise commercialisant la Duolite C-20 inférieure à 1% de la dureté initiale. Ainsi la précipitation des ions calcium et magésium sera bien moindre, et en agissant sur le pH de la solution, il sera possible de neutraliser leur précipitation.


Bibliographie

F. de Dardel, Regeneration Methods, dardel.info/IX/processes.

T.V. Arden, F. de Dardel, Échange d'ions, Techniques de l'Ingénieur.

1GRD Conseil en Traitement des Eaux, www.1grd.fr/documents.htm .

L'osmose inverse, réduction des teneurs en sels dissout

Introduction

L'osmose inverse est un procédé qui permet de purifier de l'eau grâce à l'application d'une pression suffisante pour vaincre la pression osmotique et ainsi entraîner l'eau à travers une membrane perméable vers un compartiment moins concentré. Pour dimensionner un tel procédé il faut donc d'abord connaître les polluants que nous voulons éliminer ainsi que leur quantité et le débit de solution à traiter. De là il faudra choisir une membrane à même de satisfaire nos besoins.

 

1. Caractérisation de la solution à traiter et choix de la membrane

Le procédé d'échange d'ions, en amont de celui-ci, oblige à fixer un débit entrant de 60m3/h. Il faut donc trouver une membrane capable de supporter un tel débit.

L'osmose inverse va permettre de réduire la teneur matière dissoute totale (100 000ppm) et en bore (500 ppm). L'échange d'ions va permettre la diminution des ions calcium et magnésium qui sont normalement comptés dans les matières dissoutes totales (MDT). Ainsi la valeur totale en MDT à l'entrée du procédé d'osmose inverse sera de 85 000ppm.

Après étude du catalogue des différents constructeurs nous avons choisi la membrane RE16040-SHN du fabricants CSM. Le lien suivant conduit à la fiche technique de la membrane fournie par le fabricant. Le tableau qui suit résume les principales caractéristiques qui seront utiles pour le dimensionnement du procédé.

Tableau 1 : Caractéristiques principales de la membranes RE1640-SHN
Surface Active 148.6 m²
Débit maximal 55 m3
pH opératoire 2 à 11
Perte de charge par éléments 1 bar
Valeurs du test de performance
Débit opératoire 92.9 m3/j
pH opératoire 7
Pression appliquée 55 bars
Température 25°C
Concentration en NaCl 32 000 mg/l
Concentration en Bore 5 mg/l
Taux de rejet en NaCl 99.75%
Taux de rejet en Bore 92%

2. Elaboration du schéma du procédé industriel

Nous cherchons avec ce procédé à ramener la teneur en matière dissoute de 85 000ppm à 500. Or le taux de rejet défini par le constructeur ne correspond pas à la réalité du traitement mais à un cas idéal. Un taux de rejet plus faible, de l'ordre de 60%, doit être choisi  pour correspondre au cas étudié. A l'issue de ce passage dans la membrane la concentration reste donc élevée. Une deuxième étape est alors nécessaire. La concentration du perméat est alors aux alentours de 40 000ppm, proche du cas du constructeur. Nous définissons donc un taux de rejet de 90%. La concentration en sels reste encore au-dessus du seuil fixé, une troisième étape de traitement est donc nécessaire afin d'arriver à la concentration en MDT voulue.
Cependant, le taux de conversion, c'est-à-dire le pourcentage du débit entrant qui part dans le perméat, varie entre 60% et 70%. Avec trois membranes, il y a donc une part importante de l'eau traitée qui reste dans le concentrat, qui est un déchet. Le taux de recyclage serait de seulement 29%. Pour améliorer le rendement du procédé, une quatrième membrane est installée afin de recycler le concentrat des étapes 1 et 2. Le perméat issu de cette quatrième membrane est ensuite recyclé grâce à l'étage numéro 3. On atteint ainsi un pourcentage de recyclage de 54%, presque deux fois meilleur.

Figure 2 : Calculs permettant de dimensionner l'étage 1 du l'osmose inverse

Lors de chaque étape nous avons fixé les taux de conversion et de rejet qui nous semblaient cohérents au vue de nos valeurs. Ces valeurs fixées, on connaît pour chaque étape les débits entrants, les débits du perméat et ceux du concentrat ainsi que les concentrations dans les différents compartiments.

$$Q_{perméat}=T_{rejet}Q_{entrant} et Q_{concentrat}=(1-T_{rejet})Q_{entrant}$$

$$C_{permeat}=\frac{C_{entrant}Q_{entrant}T_{conversion}}{Q_{perméat}}$$

On peux donc en déduire la pression osmotique entre l'alimentation et le perméat :

Cette pression nous permet de choisir la pression qu'il faudra appliquer en entrée afin d'assurer la filtration. Par ailleurs la pression appliquée joue un rôle dans le calcul de la surface nécessaire pour assurer la filtration.

$$S =\frac{Q_{alim}}{J}$$ avec $$J=L_{p}PTM$$

et

$Lp$ la perméabilité de la membrane calculée expérimentalement grâce aux références constructeurs
$PTM$ : Pression Transmembranaire = Pentrée-Pperméat-Posmotique

Une fois cette surface déterminée, il suffit de la diviser par la surface active par module pour connaître le nombre d'éléments à installer.

3. Optimisation du processus

Afin de limiter le coût du procédé il nous faut chercher à l'optimiser. Deux choses vont avoir un impact sur le prix du traitement : l'énergie consommée par les pompes qui vont mettre l'eau sous pression et le nombre de modules. Or la pression transmembranaire a un impact direct sur le nombre de modules. Il faut donc définir une pression transmembranaire à la fois suffisamment élevée pour que le nombre de modules soit faible et dans le même temps suffisamment basse pour que la pression à appliquer en entrée soit minimale, réduisant ainsi l'énergie nécessaire pour les pompes. Dans cette étude, on se limite au traitement de la résurgence des dix puits forés. Ainsi nous avons un volume fixé qui est plus faible que la capacité totale de traitement des membranes. Il sera donc préférable de limiter le nombre de modules dont le prix est plus difficile à amortir que la puissance développée par les pompes. Dans un cas réel, il faudrait faire l'inverse.

L'eau qui sort des membranes est sous pression. Cette pression est une source d'énergie récupérable. En effet en installant des turbines pelton en sortie de traitement lors de la décompression du concentrat on peut récupérer 90% de l'énergie potentielle. Ce système est donc installé en sortie des étages 3 et 4 pour alimenter les pompes d'alimentation de ces mêmes étages. On récupère ainsi 0,75 kWh/m3 sur l'ensemble du traitement. Sans récupération, le traitement nécessite 3,55kWh/m3. On a donc une récupération de 21%.

4. Dimensionnement des étages

Nous cherchons à éliminer la matière dissoute totale. L'échange d'ions a permis de remplacer les ions chlorure en ions sodium. Si on regarde le tableau suivant, on remarque que sur l'ensemble des particules à éliminer, l'écrasante majorité est du sodium. Le dimensionnement sera donc basé sur l'élimination de cet ion.




Tableau 2 : Composition de l'eau à l'entrée de l'osmose inverse
  Na B Cl K CO3 Bicarbonate Sulfate
C (ppm) (g/m3) 84500 10 500 350 500 3000 1000

Le premier étage doit traiter l'eau issue de l'échange d'ion. Le débit d'alimentation est donc fixé à 60m3/h et la concentration en sodium à 84 500ppm. Le taux de récupération est fixé à 50% car la concentration initiale est élevée. Le taux de conversion est lui fixé à 60%.

Figure 2 : Calculs permettant de dimensionner l'étage 1 du l'osmose inverse

Figure 2 : Calculs permettant de dimensionner l'étage 1 du l'osmose inverse

Cette étape permet de savoir qu'il faudra 19 modules. Pour l'étage 2, le débit entrant est de 36m3/h et la concentration en sodium de 42 000ppm environ. Cette concentration s'approche des conditions réalisées en test. Nous choisissons un taux de rejet de 70%

Figure 3 : Calculs permettant de dimensionner l'étage 2 du l'osmose inverse

L'étage 2 doit être constitué de 9 modules.

Le débit entrant dans le quatrième étage est de 35m3/h. Il correspond aux débits de concentrat issus des deux premiers étages. La concentration en sodium est alors de 103 000ppm environ. Cette concentration est très élevée puisque que nous traîtons des concentrats. Le taux de rejet est donc faible à 50%.

Figure 4 : Calculs permettant de dimensionner l'étage 4 du l'osmose inverse

Cette étape nécessite 7 modules. On remarque que la récupération de l'énergie de la décompression du concentrat est supérieur à l'énergie que doit fournir la pompe de l'étage 4. Il faudra donc coupler la turbine pelton avec une autre pompe, la numéro 1 ou 2,

Enfin le perméat des étapes 2 et 4 vont alimenter l'étage 3 avec un débit de 55m3/h. La concentration est infèrieur au cas idéal du constructeur. Les pressions appliquées sont elle comparable à celle appliquées. L'hypothèse d'un taux de rejet de 98% ne semble pas incohérente.

Figure 5 : Calculs permettant de dimensionner l'étage 3 du l'osmose inverse

Il faut 6 modules pour réaliser cette étape.

Le tableau suivant permet d'estimer le coût de fonctionnement du traitement. Ce coût est ensuite calculé sur le nombre de mètre cube d'eau réutilisable, soit 32 400m3, ce qui fait un prix de revient de 0,67€/m3  pour la seule osmose inverse.

Tableau 3 : Estimation des coûts de fonctionnement du procédé d'osmose inverse pour 10 puits.

5. Opérations de contrôle.

Pour contrôler le procédé il faut plusieurs instruments de mesures :

- Un conductimètre à la sortie du perméat et du concentrat qui permet de surveiller la qualité de l'eau.

- Un manomètre à l'entrée des modules pour surveiller la pression en entrée. Elle doit être inférieure à la pression maximale supportée par la membrane et supérieure à la pression osmotique afin de permettre la séparation de l'eau et des sels. Les changements de température de l'eau peuvent affecter la pression à la sortie de la pompe. Il est donc important de contrôler ce paramètre constamment pour ajuster la fréquence de la pompe pour satisfaire les paramètres du procédé.

- Un débitmètre en entrée permet d'éviter de dépasser le débit maximal accepté par la membrane. Un débitmètre à la sortie du perméat permet de connaître le taux de conversion et de vérifier le colmatage de la membrane.

- Un thermomètre permet de mesurer la température en entrée de l'usine. Il servira à calculer les débits et pressions standardisés qui permettent de connaître les performances de l'installation en toute circonstance.

Les membranes sont sensibles au chlore. Il faut donc réduire la concentration en chlore à moins de 0,1mg/L. Lors de l'étape précédente la concentration en chlore est déjà largement diminuée. Le chlore résiduel sera éliminé grâce à du bisulfate de sodium.

L'eau de fracturation est traitée afin de ne pas être contaminée par des bactéries et virus enfouis en profondeur. Les risques de prolifération bactérienne dans les membranes sont donc limités.

6. Opérations de maintenance

Des opérations de maintenance sont nécessaires pour permettre une qualité de traitement optimale sur le long terme.

Pour maximiser le temps de vie des membranes il est important de réaliser un rétrolavage toutes les heures. Ces rétrolavages, réalisés avec du perméat, durent environ une minute et permet de réduire le colmatage.

Lorsque le débit ou la conductivité de perméat normalisé(e) baissent de 10%, une opération de nettoyage de la membrane est nécessaire. Il faut prévoir pour le nettoyage chimique un bac de préparation de l'eau de lavage, une pompe de circulation basse pression ainsi qu'un filtre à cartouche avec des pores de 5µm pour empêcher des débris d'entrer dans la membrane. Le procédé est composé de 45 modules de 62L chacun, soit un volume total de 2.7 m3. Il faudra donc plus de 3m3 d'eau de lavage pour nettoyer l'ensemble du système. Cette opération dure environ 30 minutes pour assurer le nettoyage complet des membranes.


D'après Lenntech.fr

Lors des arrêtés de l'usine, quand le traitement de l'eau d'un puits est terminé, il faut préparer les membranes. En effet celles-ci ne doivent jamais être séchée. Après le lavage des membranes il faut donc remplir les modules avec une solution de conservation.


Bibliographie

- Lenntech.fr

- Patrice Bacchin. Principes de base des Technologies a Membranes. 2eme Ecole d'Ete Franco-Maghrebine "Sciences et Technologies a Membranes ", Sep 2005, Monastir, Tunisia.

- Jean-Marc BERLAND, Catherine JUERY, Les procédés membranaires pour le traitement de l'eau. Document technique FNDAE n°14, décembre 2002

- ROVEL Jean-Marie, Dessalement de l'eau de mer, Techniques de l'ingénieur Procédés de traitement des eaux potables, industrielles et urbaines, 2010/02/10. Dernière consultation le 9 mars 2015
http://www.techniques-ingenieur.fr/base-documentaire/environnement-securite-th5/procedes-de-traitement-des-eaux-potables-industrielles-et-urbaines-42318210/dessalement-de-l-eau-de-mer-w5700/

Analyse économique du procédé

Calcul des investissements

Avant de mettre en place un procédé chimique, il est toujours nécessaire d’avoir un premier ordre de grandeur de l’investissement que va représenter celui-ci. L’objectif de cette partie  est de calculer celui nécessaire à la mise en place d’une installation permettant d’épurer l’eau de reflux d’un puits d’exploitation de gaz de schiste afin de pouvoir la réutiliser pour d’autres fracturations hydrauliques.

La production d’eau épurée est de 3 000m3 au total pour une durée de fonctionnement de 3 semaines, soit en moyenne un débit de 6m3/h d’eau traitée pour 6 000 m3 d’eau initiale, soit une alimentation moyenne sur le temps de fonctionnement de 12m3/h.

Nous allons calculer les investissements liés à cette installation par deux méthodes différentes : celle de Viola et celle de Zevnik et Buchanan.

1. Méthode de Viola

     a. Description de la méthode

Nous présentons dans un premier temps un résumé technique de cette méthode :

  • Objectif de la méthode :

    Cette méthode permet un calcul rapide du coût d’investissement d’un procédé chimique.

  • Présentation de la méthode :

    Cette méthode permet de corréler les différents paramètres d’un procédé avec son coût en passant par un facteur appelé facteur de complexité : K. Après avoir déterminé ce facteur de complexité, des courbes permettent de trouver le coût du procédé connaissant la production.

  • Prérequis et données nécessaires :

    -Flowsheet.
    -Conditions opératoires
    -Matériaux choisis
    -Courbes permettant de calculer S, Φ(I/ON) et le coût d’investissement en \$
    -Indices de coût CE (Chemical Engineering Index)
    -La conversion dollar/euro (1\$ = 0,889€)

  • Procédure :

    Les calculs reposent sur la détermination du facteur K:
    $$ K = N S \phi \frac {I} {O N} {(1 - 0,6 f_s)} $$
    K : facteur de complexité de l’unité
    N : nombre d’étapes opératoires dans le procédé
    S : facteur de correction par rapport à la pression et aux matériaux choisis
    I/O : rapport massique entrée-sortie
    Φ(I/ON) : facteur de correction du débit moyen
    fs : fraction des étapes opératoires majeures traitée pour des mélanges solide-fluide

  • Actualisation :

    L’actualisation consiste à passer de (\$, US, 1971) en (€, FR, 2015) :
    (\$ , USA, 1981)  → (\$ , USA, 2015) avec le rapport (CE)15/(CE)81
    (\$ , USA, 2015) →  (€, FR, 2015) avec le taux de change [€/\$]2015 

  • Limites de la méthode :

    -Le coût calculé par cette méthode sera trouvé en dollars en 1981 alors que nous la voulons en euros FR en 2015, il faudra donc faire des conversions en utilisant les taux de change entre les monnaies, ainsi que les CE des différentes années.
    -Méthode rapide mais très approximative.
    -On ne prend pas en compte toutes les unités du procédé.
    -Le facteur S n’est pas toujours calculable. En effet l’abaque utilisé pour le calcul de S n’est valable que pour l’acier 304 et une gamme de pression restreinte.
    -L’estimation du coût n’est calculable que pour certaines valeurs de production.

  • Remarques particulières :

    Le facteur N (nombre d’unités fonctionnelles) est celui qui a le plus d’influence sur le calcul. Ce facteur est choisi par celui qui utilise la méthode.

 

     b. Application au cas du procédé

  • Dans un premier temps nous répertorions les données nécessaires à l’application de la méthode :

    -Nombre d’unité fonctionnelle : N=4 : La première correspond au décanteur, la seconde à la centrifugeuse, la troisième à la résine échangeuse d’ions et la dernière à l’osmose inverse
    -Matériaux utilisés : acier inoxydable
    -Débits massiques en entrée et sortie: I = 12 t/h et O = 6 t/h
    -Étapes opératoires traitant des mélange solide-fluide :2, d’où fs=0.5

  • Calcul du facteur matériel S :

    On considère que toutes les étapes du procédé se font à 20% dans des matériaux spéciaux (résines, membranes...). On pose alors Mf = 0.2.
    Les pressions opératoires ne sont pas dans le domaine défini par la figure 1 ci-dessous : la pression maximale du procédé est de 82 atm, environ 1200 psi.


Figure 1

Nous supposerons donc, en extrapolant, que le facteur matériel S est égal à 5.5 pour les matériaux utilisés.

  • Calcul du facteur correctif φ(I/ON) :

    D’après les valeurs définies plus haut, nous avons I/O=5. Le nombre d’unité fonctionnelle étant N=4, I/(ON)=1.25.
    Avec la figure 2, on lit le facteur correctif φ(I/ON)  = 1.0 .


Figure 2

  • Calcul du facteur K :

  • Nous savons que K peut être calculé d’après la relation suivante :
    $$ K = N S \phi \frac {I} {ON} {(1-0,6 f_s)} $$
    Nous obtenons K=15.4.
    On détermine le coût de fonctionnement grâce à la figure 3 :

C= 11 000 000 \$1984


Figure 3

Il faut à présent convertir ce coût € actuel :
(CE)81 = 297 (source : http://www.chemengonline.com/Assets/File/CEPCI_2002.pdf, p2).
(CE)15 = 580 environ (source : http://www.cheresources.com/invision/topic/21446-chemical-engineering-plant-cost-index-cepci/ ).
(\$/€)2015= 0.889

On obtient :                                       Iluf = 19,1 millions d’euros

 

2. Méthode de Zevnik et Buchanan

     a. Présentation de la méthode

  • Objectif de la méthode :

    Cette méthode, qui nécessite peu de données, permet de faire un calcul rapide, simple et peu coûteux  du coût d’investissement de l’installation.

  • Présentation de la méthode :

    Cette méthode est basée sur le fait que l’on considère l’investissement comme une fonction dépendant de deux variables : la capacité de production du procédé et sa complexité (évaluée en calculant le facteur de complexité CF).

  • Prérequis et données nécessaires :

    -Capacité de production du procédé (Débit de production)
    -Température maximale du procédé
    -Pression maximale du procédé
    -Matériau le plus contraignant utilisé dans le procédé
    -Flow sheet pour déterminer  le nombre d’unités  fonctionnelles N
    -L’indice du coût de construction CCI (Construction costindex)

  • Procédure :

    -Estimer la température maximale et lire le facteur de température Ft (Figure 1)
    -Estimer la pression maximale et lire le facteur de pression Fp (Figure 2)
    -Choisir le matériau utilisé et lire le facteur Fa (Tableau 1)
    -Calculer le facteur de complexité : $ CF = 2*10^{F_T+F_P+F_A} $
    -Lire le coût de l’unité fonctionnelle CPF (Figure 3)
    -Calculer l’investissement limite des UFs (ILUF), connaissant la valeur de l’index du coût de construction : $ ILUF = N*CPF*\frac{CE 2015} {CE 1963} $

  • L’actualisation consiste à passer de ($, USA, 1963) à (€, FR, 2015) :

    (\$, USA, 1963)  →    (\$, USA, 2015) avec le rapport (CE)15/(CE)63
    (\$, USA, 2015)  →    (\$, FR, 2015) avec le facteur de localisation FR/USA : f1
    (\$, FR, 2015)    →    (€, FR, 2015) avec le taux de change [€/\$]2015 

  • Limites de la méthode :

    -Lecture graphique approximative et donc non précise
    -Regroupe arbitrairement plusieurs procédés en une seule unité fonctionnelle donc peu précise
    -30% de précision
    -Peut-être non valable pour tous les procédés, plus particulièrement les récents, vu qu’elle est réalisée grâce à l’étude de quelques procédés
    -Détermination  des unités fonctionnelles est quelque peu arbitraire et donc sujette à discussion

Abaques de la méthode :

Figure 1Figure 2

Figure 3Tableau 1

     c. Application au cas du procédé

Pour appliquer cette méthode, les données suivantes sont nécessaires :

  • Température maximale dans le procédé = 298,15 K
    À partir de la figure 1,  nous trouvons le facteur de température $ F_t = 0 $

  • Pression maximale dans le procédé = 82 atm
    À partir de la figure 2,  nous trouvons le facteur de pression $ F_p = 0.18 $

  • Choix du matériau : l’acier inoxydable (le plus contraignant)
    À partir du tableau 1,  nous trouvons stainless steel 300 series → $ F_a = 0.2 $

  • Le facteur de complexité :  $ CF = {2} \times {10^{F_t+F_p+F_a}} $
    → $ C_F = 4.798 $

  • Le rapport coût/unité fonctionnelle : 
    En supposant que le procédé traite un ensemble de 10 puits d’extractions par an, soit une production de 30 000 t/an soit 66.14 million lb/an
    À partir de la figure 3,  nous trouvons (CPF) = 0,30 million \$/UF

  • Nombre d’unités fonctionnelles N = 4

Enfin, la valeur de l’investissement limite des unités fonctionnelles (ILUF) peut être calculée grâce à la relation suivante : $$ ILUF = {N} \times {CPF \frac {CE 2015} {CE 1963}} $$

Après conversion, nous obtenons: $$ ILUF = 6.05 millions € $$

 

3. Investissement global

Les trois méthodes que nous avons utilisées nous ont donnés les investissements en limites des UF (ILUF). Nous allons maintenant calculer les autres charges afin d’obtenir l’investissement global de notre procédé.

  • Calcul des services généraux et stockages : I2

La charge I2 correspond aux stockages des matières premières, du catalyseur (qui ne nous servent pas, nous n’en prendront cependant pas compte dans notre calcul de I2) et des produits finis ainsi qu’aux installations générales (production et distribution d’utilités, labo de contrôle,…). Nous avons : $$ I_2 = 0.35 \times ILUF $$

  • Calcul des frais d’études et d’ingénierie : I3

Cette charge est liée aux sociétés d’Engineering, aux cabinets d’architectes, aux implantations d’unités, à la validation des performances etc… Nous avons : $$ I_3 = 0.12 \times {(ILUF + I_2)} $$

  • Calcul des stocks de pièces de rechange : I4

L’évaluation de la charge liée aux stocks de pièces de rechange est très difficile à évaluer car il faut tenir compte de la fiabilité des équipements. Par conséquent, nous allons fixer I4 = 0.

  • Calcul des frais de contracteur : I5

La charge de frais de contracteur est liée à la rémunération de la R&D ainsi qu’au « livre de procédés » et « manuel opératoire ». Nous avons : $$ I_5 = 0.05 \times ({ILUF + I_2)} $$

  • Calcul des charges initiales : I6

Les charges initiales correspondent au coût des réactifs dont on a besoin pour une année. Nous la considérerons nulle.

  • Calcul des intérêts intercalaires : I7

Ces intérêts sont dus aux différents emprunts effectués, au financement des études d’implantation, de génie civile, d’aménagement du terrain, etc… Nous avons : $$ I_7 = 0.09 \times { \sum_{p=1}^5 I_p} $$

  • Calcul des frais de démarrage : I8

Les frais de démarrage sont liés au coût de la main d’œuvre et aux matières premières. Pour les matières premières, il s’agit du même coût que celui calculé pour I6. Nous estimons le nombre d’opérateurs nécessaires à 3, et le coût d’un poste à 1800€.

  • Calcul du coût lié à la main d’œuvre : $$ MO = Op \times coût d'un poste $$

On prend finalement : $$ I_8 = 2 \times MO $$

On obtient finalement :

FR€2015

Iluf

I2

I3

I4

I5

I6

I7

I8

Zevnik et Buchanan

6.07

2.12

0.98

0

0.41

0

0.86

0.01

Viola

19.10

6.69

3.09

0

1.29

0

2.72

0.01

Finalement, nous pouvons calculer l’investissement global par la relation suivante : $$ I = ILUF + \sum_{p=2}^8 I_p $$

Nous obtenons finalement :

  • Pour la méthode de Viola : I = 32.90 millions €
  • Pour la méthode de Zevnik et Buchanan : I = 10.46 millions €

 

Amortissement linéaire 

Nous prenons en compte l’investissement calculé par la méthode de Viola. Nous faisons l’hypothèse que nous avons affaire à un amortissement linéaire dont la formule est : $$ A_p = \frac {I} {n} $$ avec n: durée de vie de l'atelier.

Nous avons donc un amortissement linéaire sur 10 ans (durée de vie moyenne des installations « procédés ») de Ap =1 046 000€. A la fin de l’année 0, nous n’avons que des dépenses. Ces dépenses sont de 13.75 M€ et regroupent l’investissement totale et les fonds de roulement f = 0,15*I = 1.6 M€, qui représentent la somme à fournir pour faire face au décalage entre les premières dépenses d’exploitations à assumer et les premières recettes à recevoir.

Nous calculons ensuite la Marge Brute d’Autofinancement (MBAp : somme représentant le bénéfice net ainsi que l’argent Ap mis de côté au titre des amortissements) que nous supposons constante à partir de la première année. Nos recettes s’assimilent à l’investissement que nous auraient coûté l’achat d’une quantité d’eau équivalente à celle économisée, soit 3000 m3 d’eau par puits et une capacité de traitement de 10 puits par an. Cela correspond à 30 000 m3 d’eau économisés sur un an, avec un prix à 4€ le mètre cube, nous avons donc une recette annuelle de 120 000€. Les dépenses s’apparentent au coût énergétique du procédé, que nous estimons à 5 000 €/mois soit 60 000 €/an. Or nous remarquons que nous avons un déficit net et non un bénéfice net. Ce déficit n’est évidemment pas imposable, donc a=0 pour cette somme. Soit : $$ (MBA)_p = A_p +{(V_p - D_p -A_p)} \times {(1 - a)} = V_p - D_p = 60 000 € $$

(a : le taux d’imposition nominal marginal sur les sociétés qui est égal à 33,33% des bénéfices en France.)

1. Bénéfice Actualisé

Le bénéfice actualisé regroupe tous les facteurs calculés précédemment et repose sur :

  • Le coût des matières premières.
  • La durée de vie de l’installation n=10.
  • Le taux d’actualisation i=0,08

Nous faisons le calcul avec une valeur nulle pour l’investissement résiduel ($ I_r $) : $$ B_{act} = -I - f + \sum_{p = 1}^{n} \frac {{(V_p - D_p -A_p)} \times {(1 - a)} + A_p} {(1 + i)^p} + \frac {f + I_r} {(1+i)^n} = -12.5 M€ $$

Nous obtenons une valeur négative. En effet ce résultat était attendu vu que les dépenses dépassent largement les recettes.

Dans la suite, nous allons reprendre l’évaluation avec une approche plus fine en faisant appel à des pratiques qui ne peuvent qu’être favorables telles que le financement par emprunt.

2. Financement par recours à un emprunt 

          La nécessité de faire appel à un emprunt est dictée par le fait que cette pratique peut conduire à une amélioration de la rentabilité du projet dans la mesure où le taux d’intérêt de l’emprunt est inférieur au taux d’actualisation de l’entreprise.

Nous décidons de prendre un emprunt E = 15 M€ au taux de 4%  l’an, remboursable par annuités constantes sur une période de 20 ans.

Nous calculons l’annuité de remboursement:

$$ a^* = \frac {E} { \sum_{p=1}^{20} \frac {1} {(1 + 0.04)^p}} = 1.1 M€ $$

Puis le nouvel amortissement linéaire: $$ A_p^* = \frac {I - E} {10} = -0.3 M€ $$  
Nous prenons toujours une valeur nulle pour l’investissement résiduel
Avec la formule suivante, nous calculons le Bact : $$ B_{act} = -I - f + E + \sum_{p = 1}^{n} \frac {{(V_p - D_p -A_p^* - a^*)} \times {(1 - a)} + A_p^*} {(1 + i)^p} + \frac {f + I_r} {(1+i)^n} = -4.9 M€ $$

Le recours à l’emprunt a contribué à l’augmentation du Bact, mais cette amélioration n’est pas décisive, car notre projet n’est pas rentable.


Bibliographie

F.C.Zevnik, R.L.Buchanan, E. I. du pont de Nemours & Co. Wilmington. Del.,  Generalized correlation of process investment, Chemical engineering process, 1963, Volume 59, n°21.    

J.L. Viola, Estimate capital costs via a new, shortcut method, Chemical Engineering (April 6, 1981), pp 80-86.

http://www.chemengonline.com/Assets/File/CEPCI_2002.pdf, p2.

http://www.cheresources.com/invision/topic/21446-chemical-engineering-plant-cost-index-cepci .
 

Le devenir de l'eau non réutilisable

Que faire du concentrat issus de l'osmose inverse ?

Au Etats-Unis, le Safe Driking Water Act (SDWA) encadre et permet l'enfouissement des eaux usées dans les sous-sols afin d'éviter la pollution des sources souterraines d'eau potable. L'Agence pour la protection de l'environnement (EPA) américaine définit 6 différents types de puits pour l'enfouissement des eaux usées. Le concentrat issus de notre traitement correspond au puits de catégories II, c'est-à-dire pour les eaux saumâtres associés à la production de pétrole et de gaz.

Il existe trois types de puits d'enfouissement de catégorie II :
- Les puits de forage de pétrole en activité. L'enfouissement d'eau saumâtre améliore la sortie du pétrole de la formation géologique et permet son stockage pérenne. Ils représentent 80% des puits de catégorie II aux états-unis.
- Les puits d'enfouissement à proprement parler. Ils permettent de stocker les eaux saumâtres ou riches en hydrocarbures dans des formations géologiques confinées. Il représentent 20% des puits de catégories II.
- Enfin il existe une centaine de puits qui permettent le stockage des réserves stratégiques de pétrole. Bien que faisant partie des puits de catégories II ils ne concernent pas le stockage des eaux usées.

En France, aucune disposition législative ne permet l'enfouissement de telles eaux. D'après un rapport parlementaire, une refonte du code minier devrait être envisagée pour autoriser l'exploitation du gaz de schiste et la fracturation hydraulique. Des dispositions sur l'enfouissement des eaux saumâtres devraient alors être prises. Il reste cependant que cette enfouissement pose problème dans les puits fracturés. Des séismes ont été constatés dans les environs de tels puits d'enfouissement sans que des liens de causalité soient clairement établis. De nombreuses incertitudes demeurent donc. Si le stockage souterrain des eaux issues de la fracturation demeurait interdit, le traitement de ces eaux devrait alors se faire par distillation. Un tel procédé permet un meilleur taux de recyclage mais le coût d'exploitation est plus élevé.

Notons pour finir que le concentrat n'est pas le seul déchet issu de notre traitement. Les membranes d'osmose inverse et les résines devront être traitées. De même les boues de forage et les matières en suspension extraites lors du procédé devront être enfouies dans des centres d'enfouissement des déchets dangereux.


Bibliographie

- Modern Shale Gaz, developpement in the United State : A primer. Us departement of energy - office of fossil energy, Avril 2009.

- Environmental Protection Agency, Underground Injection Control, http://water.epa.gov/type/groundwater/uic/wells.cfm

- Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques, Les techniques alternatives à la fracturation hydraulique pour l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels, , Rapport du 27 novembre 2013

 

Etude de la dispersion de polluants dans les sols

Introduction

L'une des conséquences environnementales la plus redoutée et qui fait particulièrement débat à l'heure actuelle est la fuite de gaz ou de liquide injecté depuis le puits de forage vers les sous-sols environnants. Ces fuites pourraient provenir d’une remontée du fluide vers les aquifères à partir de la roche-mère par percolation, par remontée à travers une faille naturelle, ou bien dues à un défaut de tubage qui ferait s’écouler le fluide dans la nappe phréatique voisine. Selon certaines études, les deux premières éventualités ont un temps caractéristique d'une centaine d'années ; nous nous intéresserons uniquement à une fuite liée à un défaut de tubage à une faible profondeur qui a une vitesse caractéristique beaucoup plus rapide, de l'ordre du mètre par heure. Ce défaut de tubage peut être lié à une mauvaise cimentation de l'installation de forage, ou à des séismes. Concernant l’occurrence d'une potentielle fuite, une étude américaine a montré une corrélation entre l’exploitation du gaz de schiste en Pennsylvanie et un taux anormalement élevé de méthane dans les aquifères situés à proximité de soixante puits testés. En outre, sur les 2 000 puits pétroliers forés dans le bassin parisien, un puits de production de brut foré dans les années 1990 s’est révélé légèrement fuyard bien que fermé et a conduit à une légère contamination de la nappe phréatique. Compte tenu du processus de fracturation hydraulique dans les roches mères, beaucoup plus fort en terme de pression, l'hypothèse d'une fuite est non négligeable et l'étude quantitative d'une éventuelle diffusion de méthane dans les aquifères localisés à proximité des puits de forage est nécessaire pour évaluer l'impact environnemental de l'implantation d'un puits de forage dans la région d'Alès.

Fracturation hydraulique (cliquer sur l'image pour l'avoir en taille réelle)

Fracturation hydraulique (cliquer sur l'image pour l'avoir en taille réelle)

En outre, les volumes d'eau contenant des additifs chimiques, injectés dans les sols  sont très importants ($ 15 000\ m^3 $ environ ). Sachant que 20 à 80 % de cette eau remonte en surface, son stockage dans des réservoirs en surface peut poser des problèmes de contamination des sols dans le cas où il est mal réalisé. Ainsi, le 20 avril 2011 à Leroy Township, dans l’État de Pennsylvanie, un accident de cette nature a eu lieu, même si, grâce aux précautions prises en amont, une enquête signale que les conséquences de cette fuite ont été correctement maitrisées.

Nous allons donc nous intéresser dans un premier temps à l'étude d'une fuite d'un puits de forage localisée à une centaine de mètres de la surface au niveau d'un aquifère, à partir de données géologiques de la région d'Alès. Dans un second temps, nous nous intéresserons à une fuite d'un polluant en surface provenant d'un défaut des bassins de rétention d'eau.

 


Bibliographie

- http://fr.wikipedia.org/wiki/Gaz_de_schiste

- Rapport d'information par la mission d'information sur les gaz et huile de schiste au nom de la commission du développement durable et de l'aménagement du territoire, 8 juin 2011

Etude d'une fuite de liquide injecté depuis le puits de forage vers les sous-sols environnants

Méthodologie

L'objectif de cette première partie est de quantifier la fuite d'un polluant depuis le puits de forage vers la nappe phréatique environnante, et ce à une profondeur de 300m. Nous allons étudier le phénomène au moment de la remontée du liquide injecté après la fracturation avec une quantité relativement importante de méthane dissous. Cette étape a lieu sur une durée de l'ordre de plusieurs semaines. Afin de pouvoir faire des modélisations relativement précises, il nous faut faire des simulation dans un milieu monophasique, car nous ne sommes pas en mesure d'étudier l'impact d'une fuite de gaz sur une nappe phréatique. Nous avons donc décidé de nous pencher sur une étude de polluant dissous dans l'eau de remontée lors de l'extraction du gaz de schiste pour simuler l'impact de cette fuite sur une nappe phréatique locale. Le polluant choisi est le méthane qui, dissous dans l'eau en grande quantité, peut être nocif (par exemple au Québec, le seuil de recommandation de mesures préventives  est de 7 mg/L et le seuil critique de concentration admis par le ministère est de 28 mg/L).

Choix du site

Par soucis de cohérence avec l'ensemble du groupe, nous choisissons d'étudier la fuite de polluants dans les sous-sols au niveau du bassin d'Alès, où des permis d'explorations ont été délivrés.

La recherche bibliographique concernant les sous-sols nous a été particulièrement difficile puisqu'il est peu évident de trouver des cartes géologiques à partir d'une certaine profondeur. Nous avons pu cependant trouver une carte approximative des sous-sols jusqu'à une profondeur de 1km dans la région du bassin de Saint-Chaptes, à proximité d'Alès :

Contexte géologique du bassin de Saint-Chaptes

Nous allons étudier la fuite de gaz au niveau de la coupe C1 :

Coupe géologique à travers la zone d'étude

Nous utiliserons par la suite cette coupe géologique pour faire des simulations d'écoulements 2D sur Comsol.

 

Analyse physique et simplifications

Il nous est difficile d'évaluer la surpression due à une éventuelle fuite, ainsi que la concentration en méthane dissous, nous utilisons donc des données approximatives.

Nous établissons tout d'abord l'écoulement des différents milieux poreux avec la loi de Darcy :

$$\vec{v}=\frac{-K} {\mu} \vec{\nabla}p$$

Ceci est fait sous Comsol en utilisant le modèle de diffusion qui possède une équation similaire à celle de Darcy, suite à quoi nous rajoutons un modèle d'advection-diffusion, qui s'appliquera à notre polluant. Ce modèle est basé sur une simple équation de transport :

$$\frac{\partial \epsilon c}{\partial t} = - \vec{v} . \nabla c + \Delta . (D \epsilon \Delta c) $$

avec $c$ la concentration en méthane dissous, $D$ le coefficient de dispersion du polluant, $\epsilon$ la porosité du milieu, et $v$ le vecteur vitesse.

 

Mise à l'échelle de notre problème

Les distances réelles que nous étudions sont de l'ordre du kilomètre, voir de la dizaine de kilomètres. De ce fait, il est impossible de faire des modélisations à échelle réelle (Comsol ne dépasse pas 5000 unités).

Nous avons donc fais des changements d'échelles dans chacune de nos modélisations.

Pour effectuer ces changements, la variable que nous cherchons à conserver est le nombre adimensionnel de Peclet. Ce nombre compare les effets d'advection avec ceux de dispersion :

$P_e = \frac {vL} {D}$

Pour conserver le Peclet lors d'un changement d'échelle, nous avons deux possibilité :

- modifier notre vitesse d'écoulement

- modifier notre coefficient de diffusion $D$

Afin de faciliter le calcul avec le logiciel Comsol, la solution la plus appropriée fut de modifier notre coefficient de diffusion

Ainsi, lors d'une division des distance par 100, il suffit de diviser par 100 notre $D$ pour conserver notre Peclet.


Bibliographie

- http://www.fil-information.gouv.qc.ca/Pages/Article.aspx?idArticle=2203104233

- http://www.nrcresearchpress.com/doi/pdf/10.1139/e00-056

Simulations avec une géologie simplifiée

Simulations

La première étape de notre travail de simulation de transport de polluant en milieu poreux consiste en la modélisation très simplifiée d'un sol stratifié. Nous créons donc un simple carré contenant deux zones avec des perméabilités et des porosités différentes l'une de l'autre. Par la suite, en utilisant l'outil de diffusion de Comsol, nous résolvons l'écoulement naturel de la nappe avec l'approximation de Darcy. En effet, ces équations sont mathématiquement semblables. Une fois l'écoulement résolu, nous ajoutons un modèle d'advection-diffusion à appliquer à notre polluant. La fuite que nous modélisons se situe sur la partie gauche de notre domaine. Nous ajoutons donc une légère surpression et une condition de concentration en polluant non nulle sur la zone de fuite. De plus, les fuites étant toujours à durée limitée, (soit rebouchées, soit disparition du polluant source avec le temps), nous ajoutons un terme de dépendance temporel dans notre concentration à la limite sous forme exponentielle.

On introduit une concentration en entrée de $0.1 \ mol/m^3$

Résultats

Les premiers résultats que nous obtenons, bien que simplistes, sont relativement conformes à ce à quoi nous nous attendions.

 

Transport de méthane dissous (géométrie 1) après 0.7 ans

Le taux de dilution (rapport de concentration initiale sur concentration maximale à l'instant t) est de 120.

La seconde étape de nos simulations de base consiste en l'ajout d'un point de prélèvement local d'eau. En effet, un intérêt pratique de notre travail est de pouvoir quantifier l'impact qu'aurait une fuite sur la faune et la flore locale, et donc de voir si cette fuite pourrait impacter de manière significative les eaux utilisées par les communes à proximité.

Afin de modéliser ce puits de prélèvement, nous ajoutons donc une petite zone à l'intérieur de notre de domaine. Dans cette très petite zone, nous imposons un terme source particulier, générant un champ de pression semblable à celui présent autour d'un puits de pompage. Le calcaire caractérisant les sous-sols de la région d'Alès, possède une transmissivité d'environ 500 m²/j. D'après McDonald et al (2005), ce type d'aquifère pourrait ainsi fournir jusqu'à  500 000 l/j. Nous utilisons donc cette valeur de prélèvement pour notre pompe. Afin de connaître les débits prélevés par notre modèle de puits, on utilise un outil de Comsol pour d'obtenir la courbe de valeur du flux de liquide à travers une section vertical coupant tout notre domaine. Puis sur Matlab en soustrayant l'intégral de deux flux avant et après le puits, nous déduisons le débit moyen prélevé.

Une fois les simulations effectuées, il est intéressant de prendre connaissance de l'ordre de grandeur des concentrations en polluant que l'on peut observer au niveau de notre puits de prélèvement :
                   

La dernière étape de complexification de ces simulations simples consiste en l'ajout d'une troisième strate, fine, munie d'une très faible perméabilité ($K=10^{-12}$), et représentant les couches d'argile qui séparent parfois deux strates différentes. Cette strate, comme on le verra dans la deuxième partie qui consiste en l'étude d'une géométrie souterraine réelle, a un fort impact sur l'écoulement moyen en sous-sol, et donc sur le transport de polluant. De plus, elle fait office d'isolant entre deux couches grâce à sa très faible perméabilité, et pourra donc ainsi à terme, maintenir une certaine propreté dans le sol.

Voici un exemple de simulation avec cette fine couche.

Transport de méthane dissous (géométrie 2) après 1 ans

Pour finir notre étude d'impact environnementale, nous ajoutons comme précédemment un puits de pompage d'eau à proximité de la fuite de polluant. Nous remarquons sur l'image ci-dessous une légère sous-pression au niveau du puits de pompage ainsi qu'une "aspiration" du méthane dissous.

Transport de méthane dissous (géométrie 2) après 1 ans

 

                                                                                  

La valeur de concentration en polluant au niveau du puits est ici de $10^{-6} mol/m^3$, ce qui est beaucoup plus faible que lorsqu'il n'y a pas d'argile pour séparer les couches ($10^{-4} mol/m^3$).

 


Bibliographie :

- McDonald et al (2005) Developing Groundwater: A Guide for Rural Water Supply.


 

Simulations appliquées à la région d'Alès

La fuite de méthane dissou est supposée avoir lieu à une profondeur de 300m. Il nous a été très difficile d'évaluer la surpression et la concentration en méthane dissous au niveau de la fuite du puits, nous avons donc fait des choix de modélisations assez approximatives. Pour évaluer les vitesses de l'écoulements sur le domaine d'étude, nous avons utilisé la loi de Darcy : la littérature scientifique nous indique par exemple une vitesse d'écoulement pour la nappe de la source d'Evian-Cachat de l'ordre de $ 250 \ m/an$.

$$\Delta P = \frac {u. \mu .L}{K} $$ avec $\mu = 10^{-3} Pa/s $ ; $u \approx 10^{-5} m/s $ ; $K \approx 10^{-9}$ ; $L \approx 10^{3} \ m $ ;

On en déduit :  $\Delta P \approx 10^{4} \ Pa $

 

Simulations

A l'aide du logiciel Engauge Digitizer, nous pouvons utiliser les données de l'image de la géologie locale pour les convertir en séries de points.

Pour pouvoir importer ces données 2D au format xml sous Comsol, il nous a été nécessaire de les convertir en fichier dxf. Nous avons pour cela utiliser une macro excel préexistante que nous avons modifiée pour pouvoir lire les points sous Comsol.

Voici la géométrie et le maillage (assez grossier mais que nous raffinons par la suite) obtenus sous Comsol.

Les valeurs de porosité ont été difficiles à évaluer : le sous-sol du département du Gard est constitué de terrains d'âge et de nature extrêmement variés, et les valeurs choisies sont des approximations obtenus dans la littérature.

Couche 1 2 3 4 5
Perméabilité K $1e^{-10}$ $2e^{-10}$ $3e^{-10}$ $e^{-13}$ $e^{-6}$
Porosité ε $0.1$ $0.1$ $0.1$ $0.1$ $0.1$

 

Conditions aux limites

En entrée, nous imposons une pression fixée à $10^5 Pa$. En sortie du domaine, la pression est nulle. Sur la partie inférieure et supérieure de notre domaine, nous imposons une condition d'isolation / symétrie. Enfin, la partie interne a des conditions de continuité.

Pour les conditions aux limites de concentration, nous imposons une concentration nulle en entrée. En sortie la concentration est de type "flux convectif". Les autres conditions sont les mêmes que pour la pression.

Pour pouvoir représenter notre fuite de liquide chargé en méthane dissous, nous définissons en entrée une fonction gaussienne centrée en $-300 \ m$ et de largeur à mi-hauteur de $1 \ m $ ($H=2 \sqrt{2 ln(2)}$) pour insérer une surpression due à l'échappement de liquide au niveau du puits de forage.

De même, nous utilisons une fonction gaussienne centrée en $-300 \ m$ et de même largeur à mi-hauteur pour la concentration, et de norme $ 0.1 \ mol/m^3 $ .

On a ainsi un gros pic de concentration à $-300 \ m $ en entrée et qui est quasi nul à $-298 \ et \ 302 \ m$, et qui simule une fuite au niveau du puits de forage. La durée de la fuite est modélisée par une exponentielle décroissante au niveau de la surpression et du pic de concentration de manière à avoir une concentration nulle au bout de deux mois (durée approximative d'une remontée de liquide avec du méthane dissous) au niveau de la zone de fuite.

 

Résultats

Comme nous l'avions noté précédemment, nous avons effectué un changement d'échelle pour faciliter le calcul. Les échelles utilisées sont 10 fois moins grande que les échelles réelles. Par la suite, nous exposerons nos résultats avec l'échelle réelle.

Voici les résultats obtenus au bout de un an :

Concentration en polluant après un an

La concentration maximale est $ C_{max}=8e^{-2} \ mg/L $.

Concentration en polluant après 5 ans

La concentration maximale est $ C_{max}=7.2e^{-3} \ mg/L $

Concentration en polluant après 10 ans

La concentration maximale est $ C_{max}=1.8e^{-3} \ mg/L $

Concentration en polluant après 15 ans

$ C_{max}=1.2e^{-3} \ mg/L $

Traçons maintenant le profil de concentration pour différents temps, allant de 0 à 1 an avec un pas de temps de 40 jours, juste en entrée du domaine au niveau de la fuite.

                        Profil de concentration pour x=0km à différents temps

On observe comme prévu une gaussienne de norme la concentration initiale. Par diffusion, la concentration ne s'annule pas exactement au bout de deux mois.

Voici maintenant le profil de concentration obtenu à 1km pour 10 pas temps, allant de 0 à 13.5 ans.

Profil de concentration pour x=1km à différents temps

On note un taux de dilution de 200.

On trace pour finir le profil de concentration obtenu à 5km pour 10 pas temps, allant de 0 à 13.5 ans, avec la même échelle.

Profil de concentration pour x=5km à différents temps

Le taux de dilution obtenu est de 1300 (par rapport à la concentration initiale).

On note que la variation temporelle et spatiale de la concentration diminue très vite. Reformulé autrement, le taux de dilution n'est pas constant : au bout d'une certaine distance, il a tendance a diminué beaucoup moins rapidement, ceci étant du au phénomène de diffusion que nous observons sur les premières images.

 


 

Bibliographie

- http://digitizer.sourceforge.net/

- www.freevbcode.com/ShowCode.asp?ID=8211

- https://www.u-picardie.fr/~beaucham/cours.qge/du-7.htm

Infiltration d'un polluant depuis la surface vers les sols

Introduction

Cette partie a pour but d'évaluer l'éventuelle fuite d'un polluant depuis les bacs de stockage d'eau localisés en surface et fortement chargés en divers éléments polluants. Nous évaluerons dans un premier temps comment le polluant s'écoule dans un milieu non saturé, puis nous étudierons le transfert du polluant depuis un milieu saturé (nappe alluviale) vers une rivière.

 

Lieu d'étude

La première difficulté de notre étude a été de choisir le lieu de la fuite de liquide de fracturation. En accord avec le groupe travaillant sur "L'étude du site d'implantation de l'exploitation de gaz de schiste dans le bassin d'Alès", nous nous plaçons près d'Alès, dans le département du Gard.

Le choix de notre étude s'est porté sur la nappe d'accompagnement du Gardon d'Anduze, localisée juste en aval d'Alès, et en amont de la station de pompage de Tornac ( pour l'alimentation en eau potable et usages domestiques). Cette nappe alluviale est exploitée par la mairie d'Anduze et le syndicat de l'Avène. Elle est alimentée par la pluviométrie, par les écoulements en provenance des coteaux et par le Gardon. L'aquifère correspond à l'entité géologique n°366c "alluvions quartenaires du moyen Gardon", et est rattaché à la masse d'eau n°6322 "alluvions du Moyen Gardon et des Gardons d'Alès et d'Anduze".

A l'aide du site Geoportail, nous évaluons la zone qui nous intéresse et qui est représentée ci-dessous :

Nous supposons que la fuite a lieu au point localisé par une croix rouge, et qu'elle se propage depuis ce point vers le Gardon. Nous avons donc cherché des données piézométriques concernant la nappe d'accompagnement du Gardon à ce niveau. Grâce aux données du BRGM, nous avons pu obtenir un relevé piézométrique datant du 30 juin 2008 localisé à proximité.

D'après ce relevé, la nappe phréatique est localisée à 5.36m de la surface.

Voici le profil altimétrique de la zone étudiée :

 

 

Choix du polluant

En collaboration avec le groupe "Dimensionnement d'une usine de traitement et recyclage des eaux issues d'un puits de gaz de schiste" qui nous a fourni les différents polluants présents dans l'eau de fracturation, nous avons choisi d'étudier le baryum. Cet élément chimique réagit violemment avec l'eau en donnant de l'hydroxyde de baryum Ba(OH)2, molécule dont la toxicité est avérée et dont les réactions avec les acides sont violentes. La concentration en Baryum dans le liquide récupéré est d'environ 5000 ppm (soit 5g/L). En outre, la solubilité de l'hydroxyde de baryum est de 34 g/L. Par soucis de simplicité dans l'étude de l'infiltration de ce polluant, la contrainte était que le polluant devait être entièrement soluble dans l'eau.

La fiche technique de l'entreprise Sachtleben nous renseigne sur les précautions à respecter lors d'un usage professionnel ou domestique. Il ressort que ce polluant est très toxique pour la faune et la flore, ce même à très faible concentration.

 

Méthodologie

Nous étudions donc la diffusion de ce polluant dans le sol, par infiltration suite à un rejet accidentel depuis un bassin de rétention.

Dans notre étude, nous allons considérer l'écoulement comme la succession de deux écoulements simples, à savoir :

- l'écoulement vertical du polluant depuis la surface du sol vers la nappe phréatique dans un milieu non saturé

- l'écoulement dans une nappe libre jusqu'à la rivière

 


Bibliographie

- http://www.brgm.fr/

- http://www.sachtleben.de/fileadmin/safety_data_sheets/barium_hydroxide_fr.pdf

- https://www.labbox.com/FDS/FR/FR__Barium%20hydroxyde%20octahydrate%20Analytical%20Grade%20ACS_BAHY-08A-500_FDS_20110309__LABKEM_.pdf

- http://fr.wikipedia.org/wiki/Loi_de_Darcy

- http://www.geoportail.gouv.fr/accueil

- Dossier de déclaration d'utilité publique pour les captages de la Gare et des Hyerles, par le Département du Gard & le Syndicat Intercommunal d'alimentation en eau potable de la Mayre

Ecoulement vertical dans un milieu non saturé

Écoulement vertical en milieu non saturé

Le processus d'infiltration que nous allons étudier est du à une forte modification des conditions de pression et de teneur en eau à la surface du sol, et qui se produit de façon quasi instantanée. Il est conditionnée par diverses facteurs : ceux liés au sol (caractéristiques hydrodynamiques, texture, structure) et ceux liés aux conditions spécifiques du processus (conditions initiales, débit d'alimentation).

L'objectif est de déterminer le temps que met le polluant à atteindre la nappe.

 

Analyse physique et simplifications

Hypothèse

- nous négligeons dans notre étude un terme source (pluie ou drainance)

- la polluant est assimilable à de l'eau de part ses propriétés physico-chimiques semblables

 

En combinant l'équation de conservation de la masse et la loi de Darcy, nous obtenons l'équation de Richards : \[ \frac{\partial \theta} {\partial t } = div(K(\theta) \vec{grad} \, H) \]

avec $H(\theta) = h(\theta)+ z $ où $\theta$ est la teneur en eau (ou liquide dans notre cas), h la charge de pression moyenne, z la profondeur du sol orientée vers le bas, et H la charge totale

 

Ce processus est caractérisé par le flux d'eau pénétrant dans le sol, à savoir le régime d'infiltration i(t). La lame d'eau infiltrée ou infliltration cumulative I(t) est exprimée par :

$$ I(t)=\int_{0}^{t} i(t) \, \mathrm{d}t  \; [m] $$ 

Caractéristiques du profil hydrique au cours d'une infiltration (Source : "Physique du sol" par André Musy et Marc Soutter, ed Presses Polytechniques et Universitaires Romandes, 1991)

Nous voulons donc déterminer le temps de propagation du front jusqu'à la nappe, propagation régie par la loi de Darcy, et donc de Richard, que l'on peut reformuler comme suit :

\[ \frac{\partial \theta} {\partial t } = -\frac{\partial i(t)} {\partial z} = \frac{\partial} {\partial z } (K(\theta) \frac{\partial H} {\partial t }) =  \frac{\partial} {\partial z } (K(\theta) \frac{\partial h} {\partial z }) + \frac{\partial}{\partial z} K(\theta) \]

Cette équation est particulièrement difficile à résoudre, c'est pourquoi nous choisissons d'utiliser l'approche de Green & Ampt.

Ce modèle utilise des hypothèses simplificatrices qui limitent son usage à des sols initialement secs et de texture grossière. Ces hypothèses impliquent alors une schématisation très extrême du processus comme le montre la figure suivante :

Caractéristiques du profil hydrique au cours d'une infiltration réel et avec le modèle de Green & Ampt

On note un front d'humidification très marqué,  une zone de transition où la teneur en eau est constante dans le temps et l'espace.

Avec ces hypothèses, la loi de Darcy nous donne :

\[i(t)=-K \frac{\partial H} {\partial z} = K \frac{H_0 - H
_f(t)}{z_f(t)} = K \frac{h_0 - h_f-z_f(t)}{z_f(t)} \]

La teneur en eau dans la zone de transmission est uniforme, nous avons donc la relation :

$$I(t)=-(\theta_0 - \theta_i) z_f(t) $$

avec $\theta_0$ la teneur en eau imposée en surface et $\theta_i$ la teneur en eau initiale du profil.

Nous obtenons la relation différentielle suivante :

$$i(t)=-(\theta_0 - \theta_i) \frac{\partial z_f(t)}{\partial t} = K\frac{h_0 - h_f-z_f(t)}{z_f(t)}$$

La séparation des variables nous donne :

$$ \frac{z_f(t)}{h_0-h_f-z_f(t)}\partial z_f(t) = \frac {-K}{\theta_0-\theta_i} \partial t $$

Après intégration :

$$ z_f(t) + (h_0 - h_f) ln(1-\frac{z_f(t)}{h_0-h_f}) = \frac {K} {\theta_0-\theta_i} t $$

Nous pouvons donc résoudre cette équation à l'aide d'un simple solveur (ici Matlab) suivant les paramètres choisis.

 

Simulations

Nous souhaitons déterminer la valeur des différents paramètres liés à notre étude, qui dépendent des événements météorologiques antérieurs, des types de sol et du type de pollution accidentelle.

D'après les données du forage n°09381X0121 du BRGM, effectué le 30 juin 2008, le sol étudié est composé de sables, graviers et galets, nous choisissons alors une capacité d'infiltration de $10^{-4} m/s $. Le niveau d'eau mesuré par rapport au sol est de $5.36\ m$. Pour la teneur en eau initiale, nous avons choisi une valeur de $0.1 $, soit une teneur d'un sol sec sans événement pluvieux au préalable. Cette valeur est réaliste mais susceptible d'évoluer en fonction des antécédents météorologiques. Pour la teneur en eau imposée, qui correspond en fait, compte tenu de notre hypothèse, à la teneur en baryum imposée sur un sol sec, nous choisissons une valeur de $0.5 $. En outre, nous supposons que l'accident créé une flaque de polluant de charge de pression de $5\ cm$ et d'alimentation constante.
Nous choisissons une charge de pression au front de $8\ m$.

Paramètres Caractérisation Valeur choisie
Teneur en eau initiale $\theta_i$ Volume relatif de la phase liquide avant l'infiltration $0.01$
Teneur en eau imposée en surface $\theta_0$

Rapport du volume de la phase liquide au volume total du sol imposé dans la zone de saturation, sur une faible épaisseur à la surface

$0.5$
Capacité d'infiltration du sol $K$ Flux maximum que le sol est en mesure d'absorber à travers sa surface, lorsque celle-ci est maintenue en contact avec de l'eau à pression atmosphérique $10^{-4}\ m/s $
Charge de pression au front $h_f$ Charge hydraulique équivalente à la distribution du potentiel de pression au niveau du front d'infiltration $8\ m $
Charge de pression en surface $h_0$ Charge hydraulique équivalente à la distribution du potentiel de pression en surface (hauteur de polluant sur la surface d'infiltration) $0.05\ m $
Profondeur de la nappe $z_f$ Profondeur à laquelle se trouve la nappe à la verticale de la zone d'infiltration du polluant $5.36\ m $
Pas de temps $dt$ Durée d'une boucle de calcul $20\ min $

Résultats

Voici les résultats obtenus à l'aide de Matlab :

Le temps de transfert du polluant depuis la surface vers la nappe phréatique est de l'ordre de 12 heures. On retrouve un profil d'infiltration cohérent avec le terme temporel exponentiel présent dans la solution de Green & Ampt. Cependant ce résultat nous donne seulement un ordre de grandeur puisque la teneur en eau initiale ne prend pas en compte la recharge de la nappe par les précipitations atmosphériques. En outre, nous avons supposer que l'Hydrate de Baryum s'infiltre comme de l'eau. Or il a une densité légèrement supérieure à celle de l'eau, et nous n'avons pas pu prendre en compte sa capacité à se mouvoir dans les sols et les processus de biodégradabilité de part la complexité d'un tel modèle.

 

Le résultat obtenu, de l'ordre d'une demi-journée, nous renseigne sur le temps que met le polluant à s'écouler dans un milieu non-saturé. Après avoir calculé ce temps de transfert du polluant depuis la surface vers la nappe phréatique, nous allons maintenant pouvoir déterminer le temps de transfert depuis le haut de cette nappe vers la rivière située à proximité.

 


Bibliographie

- "Physique du sol" par André Musy et Marc Soutter, ed Presses Polytechniques et Universitaires Romandes, 1991

- http://fr.wikipedia.org/wiki/Teneur_en_eau_%28milieux_poreux%29

- http://ficheinfoterre.brgm.fr/InfoterreFiche/ficheBss.action?id=09381X0121/PZAMON

- http://echo2.epfl.ch/e-drologie/

 

Ecoulement dans une nappe libre

Écoulement dans une nappe libre

Analyse physique et simplifications

Nous allons maintenant étudier l'écoulement du polluant depuis le haut de la nappe phréatique jusqu'à la rivière, l'objectif étant de déterminer le temps de parcours du polluant. Nous utiliserons pour cela à nouveau l'outil Comsol.

Nous effectuons les hypothèse que l'écoulement de la nappe s'effectue vers la rivière, perpendiculairement au sens de l'écoulement, ce qui constitue une forte approximation, et que le gradient hydraulique va du point de fuite vers la rivière.

De la même manière que dans la partie "Etude d'une fuite de liquide injecté depuis le puits de forage vers les sous-sols environnants, nous allons tout d'abord calculer l'écoulement de l'eau dans la nappe, sans polluant.

Dans notre cas de l'aquifère libre, la hauteur d'eau dépend de la position le long de la ligne de flux, et il est difficile de calculer la distribution des vitesses de Darcy en fonction de la positif. Pour un modèle quantitatif simple, on peut utiliser l'approximation de Dupuit : on fait l'hypothèse que la vitesse est horizontale et constante le long d'une ligne verticale et est donnée par le gradient hydraulique réelle de la nappe étudiée :

$$ u=-K \frac{dh}{dx} $$

On considère donc la percolation à travers ce milieu poreux de longueur $L$ et de conductivité $K$. Le niveau d'eau est $h_0$ sur la face d'entrée de l'eau et $h_L<h_0$ sur la face de sortie.

Par conservation du débit, dans l'approximation de Dupuit, on a :

$$q=-Kh \frac{dh}{dx}=cst $$

Après intégration, nous obtenons :

$$h(x)=\sqrt{h_0^2-\frac{2q}{K}x} $$

Nous pouvons donc établir le profil de vitesse et de hauteur d'eau en connaissant le gradient hydraulique de la zone étudié.

Après avoir utilisé l'approximation de Dupuit et calculer le champ de vitesses au sein de l'aquifère, nous utilisons l'équation d'advection-dispersion (diffusion moléculaire & dispersion cinématique) du polluant au sein d'un milieu poreux. Cette équation est donnée par :

$$\frac{\partial \epsilon c}{\partial t} = - \vec{v} . \nabla c + \Delta . (D \epsilon \Delta c) $$

avec $\epsilon = 0.3$ la porosité du milieu poreux, $c=0.01 \ mol/m^3$ la concentration en polluant, et $D=10^{-10}\ m/s$ le coefficient de dispersion.

 

Simulations

Nous utilisons donc comme précédemment d'abord sous Comsol un module de diffusion pour établir le champ de pression, puis un module d'advection - diffusion pour établir le champ de concentration.

Géométrie et maillage de la zone d'étude

Nous avons donc : $L=30\ m$ , $K=10^{-4}\ m/s $ , $h_0=10.64 \ m$ , $h_L=30 \ m$, et $l=1 \ m $.

Les conditions aux limites pour la pression sont les suivantes :

- pression de $10.36e^5 Pa$ en entrée

- pression de $10e^5 Pa$ en sortie

- conditions d'isolation / symétrie sur les domaines inférieurs et supérieurs

- condition de continuité à l'intérieur du milieu poreux

 

Les conditions aux limites pour la concentration sont les suivantes :

- concentration nulle en entrée

- flux convectif en sortie

- conditions d'isolation / symétrie sur les domaines inférieurs et supérieurs

- condition de continuité à l'intérieur du milieu poreux

Nous introduisons une concentration en polluant constante au niveau du trait $l$.

 

Résultats

Voici les résultats de la simulation obtenu sous comsol jusqu'à un temps final de 140 secondes.

On note ici un fort écart entre le temps de diffusion depuis la surface vers la nappe phréatique, et de la nappe phréatique vers la rivière. Cela peut s'expliquer par les choix de paramètres d'étude fait dans la première partie, avec des valeurs de taux de saturation, et de charge au front très approximatives.

Conclusion

Lors du travail que nous avons effectué dans la première partie, nous avons du faire face à de nombreuses difficultés. Premièrement l'obtention de données précises concernant la géologie locale (perméabilité, porosité, variation de pression ...) a fortement impacté l'avancée de nos simulations. Par la suite, l'export des géométries trouvées afin les rendre utilisable sous Comsol nous a posé également quelques problèmes ainsi que la limitation en espace disque qui a grandement limité la durée possible de nos calculs Comsol. Cependant, les résultats finaux de nos modèles simplifiés et de nos modèles complexes nous ont permis d'aboutir à des conclusion utiles quant à l'impact environnemental d'une fuite depuis un puits à une profondeur de 300 mètres. En effet, les premières simulations montrent que le polluant, malgré la diffusion, peut conserver assez de concentration pour être nocif même à quelques kilomètres du puits. De plus, grâce aux modèles simplifiés, nous avons pu mettre en évidence l'importance de la géologie locale sur la dispersion du polluant avec notamment une couche d'argile de séparation de strate lors du transport vertical du polluant en présence d'un puits de pompage d'eau. Pour finir, le total de notre travail tend à montrer que dans le cas où la source de pollution est unique et provient d'une fuite dans le puits de forage à 300 mètres de profondeur, l'eau naturelle du sous-sol pompée à des fin d'utilisation publique ne peut pas réellement être altérée. A moins que le puits de pompage d'eau soit situé à une distance inférieurs à 2 ou 3 kilomètres du puits de forage, le polluant aura été soumis à une dilution de 1000, ce qui le rend non nocif pour l'humain, au regard des concentrations initiales maximales qu'on pourrait trouver dans le puits de forage.

 

Suite à cette étude à 300 mètres, nous nous sommes penchés sur la compréhension du phénomène de transport de pollution à très faible profondeur et son impact sur les nappes alluviales. Lors de ce travail, nous avons pu obtenir des ordres de grandeur corrects sur l'infiltration du baryum vers le sol puis sur son écoulement dans la nappe phréatique vers le Gardon. Nous avons pu observer la diffusion du polluant, suite à un rejet accidentel depuis un bac de stockage des eaux utilisées pour la fracturation hydraulique. Nous avons volontairement orienté notre étude vers une approche analytique et fortement simplifiée du problème d'infiltration des sols. Pour approfondir le sujet, l'étude aurait pu intégrer l'influence des événements météorologiques antérieurs, qui influent fortement sur la teneur en eau initiale et sur le sens d'écoulement de la nappe alluviale. En effet, une étude du Syndicat intercommunal d'Alimentation en eau potable de la Mayre rapporte une étude de BERGA-Sud sur la piézométrie de l'aquifère : une carte partielle met en évidence un sens d'écoulement des eaux souterraines orienté globalement du nord-ouest vers le sud-est. De plus, suite à un épisode pluvieux important, les infiltrations provoquent une remontée de la surface piézométrique et les apports de ruissellements des zones de bordure induisent probablement une composante nord-sud dans les écoulements de l'aquifère. En haute-eaux, la nappe serait plutôt drainée par le Gardon.Toutes ces informations n'ont pas pu être prise en compte vu le temps imparti, mais il serait intéressant dans le cadre d'un autre projet long par exemple, d'étudier l'influence des précipitations sur le sens d'écoulement d'une nappe phréatique.

Comparaison environnementale des procédés d'extraction de gaz de schiste et de gaz conventionnel par un Bilan Carbone®

Introduction

Comme toute activité humaine, l'extraction de gaz naturel émet des gaz à effet de serre, dont l'importance est relative. Ces gaz, dont l'accumulation dans l'atmosphère est responsable du changement climatique, peuvent être quantifiés au moyen d'une méthode française établie par l'Agence de l'Environnement et de la Maîtrise de l'Energie (ADEME), qu'est le Bilan Carbone®.

Dans cette partie, nous allons chercher à évaluer et quantifier les flux de gaz à effet de serre émis par le procédé d'extraction de gaz de schiste et le procédé d'extraction de gaz conventionnel en utilisant cette démarche de Bilan Carbone®. Les deux bilans ainsi établis seront ensuite comparés afin d'étudier l'impact relatif de l'installation d'un puits de gaz de schiste en France et d'en estimer la proportion.

 

Définition et objectif du Bilan Carbone® et application à notre cas d'étude

1. Définition et objectif du Bilan Carbone®

Les gaz à effet de serre sont responsables de l'absorption du rayonnement infrarouge émis par la surface de la Terre, l'atmosphère et les nuages et les redistribuent au sein de l'atmosphère terrestre. Les gaz concernés, d'après le Groupement International d'Experts sur l'évolution du Climat (GIEC), sont principalement la Vapeur d'eau, le Dioxyde de carbone (CO2), le Méthane (CH4), l'Ozone (O3), le Protoxyde d'azote (N2O) et les Gaz fluorés.

L'effet de serre est un phénomène indispensable à la vie terrestre. Cependant, une accumulation trop importante de ces gaz dans l'atmosphère entraîne un changement climatique à l'échelle de la planète. L'émission trop intense de ces gaz est en partie due à l'accentuation des activités humaines, de façon directe ou indirecte, depuis le début de l'ère industrielle.

Pour limiter ce phénomène d'intensification de l'effet de serre, du changement climatique et de hausse des températures, des actions politiques à l'échelle mondiale ont été mises en place. Ces politiques concernent majoritairement la limitation des émissions de certains gaz à effet de serre, les plus impactants. Des organismes internationaux ont estimé ces émissions et mis en place des outils d'évaluation et de réduction de ces émissions. La France, par l'intermédiaire de l'Agence de l'Environnement et de la Maîtrise de l'Energie (ADEME), a établi un outil d'accompagnement des entreprises, organismes administratifs ou associatifs afin de leur permettre de réaliser un bilan de leurs émissions de gaz à effet de serre de leurs activités ou de leurs produits, dans un objectif de réduction de leurs émissions. Cet outil est le Bilan Carbone®, développé par Jean Marc Jancovici en 2004. Il s'agit d'une méthode de calculs des émissions de gaz à effet de serre convertis dans une unité de comparaison commune, présentée sous la forme d'un tableur Excel®. La méthode est monocritère, c'est-à-dire qu'elle ne prend en compte que l'impact des gaz sur l'effet de serre. Elle permet néanmoins de bien évaluer tant les émissions directes qu'indirectes de gaz à effet de serre d'un produit, procédé ou activité, en faisant l'inventaire le plus précis possible de l'ensemble de ces émissions ayant lieu sur le site de l'entreprise ou organisme, ou hors de ce site (commercialisation ou fabrication délocalisée), et étant émis avant ou après le produit, le procédé ou l'activité en question. La méthode Bilan Carbone® est la démarche de quantification et de caractérisation des émissions de gaz à effet de serre la plus utilisée en France.

La démarche se base sur six étapes :

  1. la sensibilisation au changement climatique et à l'effet de serre
  2. la définition du champ d'étude et des paramètres limites
  3. la collecte de données et la réalisation d'un inventaire
  4. l'exploitation des résultats
  5. l'établissement des pistes d'actions de réduction
  6. le lancement des actions

Les objectifs de réalisation d'un Bilan Carbone® pour un organisme ou une entreprise sont :

  • d'obtenir un bilan calculatoire des émissions de gaz à effet de serre d'une activité de l'entreprise et d'évaluer leurs impacts,
  • de pondérer ces émissions recensées par poste d'émissions,
  • d'estimer le besoin de l'activité en énergies fossiles, principales sources d'émissions et de déterminer son instabilité dans le cas d'un scénario de réduction ou de disparition de ces réserves,
  • de soumettre des plans de changements de stratégies à court ou moyen terme visant à diminuer ces émissions et limiter sa fragilité économique.

Par conséquent, cette démarche vise à amener l'entreprise ou l'organisme à débuter un management environnemental ou continuer celui-ci.

 

2. Application à notre cas d'étude

Dans notre cas, il s'agit de réaliser un Bilan Carbone® du procédé d'extraction de gaz naturel. Ce gaz peut avoir différentes sources comme précisé en introduction. Deux procédés vont être analysés : le procédé d'extraction de gaz naturel provenant de couches schisteuses (dit gaz de schiste) et le procédé d'extraction de gaz naturel issu d'une poche de gaz conventionnelle (dit gaz conventionnel).

Nos objectifs sont :

  • de recenser les sources d'émissions de gaz à effet de serre de tels procédés et de quantifier ces émissions afin d'avoir un aperçu de l'impact carbone du procédé d'extraction de gaz de schiste, très controversé de nos jours,
  • de pondérer ces émissions en fonction des étapes du procédé d'extraction,
  • de confronter les émissions de ces deux procédés afin d'avoir un point de comparaison avec une méthode d'extraction de gaz largement pratiquée en France et dans le monde qu'est l'extraction conventionnelle de gaz.

Notre cas d'étude étant sur le bassin versant d'Alès, en France, nous avons opté pour une méthode française d'évaluation des émissions de gaz à effet de serre de ce procédé, bien adaptée donc au vu de la situation géographique de notre étude. De plus, l'émission de gaz à effet de serre est l'un des risques majeurs pour l'environnement que présente le procédé d'extraction de gaz naturel, et en particulier l'extraction de gaz de schiste. Cela justifie d'autant plus l'utilisation de la méthode du Bilan Carbone® pour l'étude réalisée.

Pour nos calculs, nous utilisons la version V6.1 du tableur Bilan Carbone®, développé par l'ADEME (cf Fonctionnement de l'outil V6.1 utilisé).


Bibliographie

ADEME, 2006, Bilan Carbone® - Bilan des émissions de gaz à effet de serre d'une entreprise industrielle ou tertiaire, cahier des charges version 4, Guides et cahiers techniques 

ADEME, Le Bilan Carbone, Direction générale Bretagne http://www3.ademe.fr/bretagne/actions_phares/energie_maitrise/bilan-carb..., consulté en février 2015

Association Bilan Carbone, 2015, Bilan ®​ Carbone Méthode, http://www.associationbilancarbone.fr/bilan-carbone%C2%AE-m%C3%A9thode, consulté en février 2015

Fonctionnement de l'outil V6.1 utilisé

L’outil utilisé ici est le tableur Excel® V6.1 développé par l’ADEME.

Ce tableur permet, à partir de données chiffrées de matériels, de matériaux et flux de matières entrées dans le tableur, de réaliser une quantification des gaz à effet de serre pour les différentes étapes ou postes du produit, procédé ou activité étudié(e).

Afin de pouvoir réaliser cette quantification et la comparaison des émissions en fonction des postes, une unité commune est utilisée : le Pouvoir de Réchauffement Global (PRG), exprimé en masse d'équivalent CO2. Cet indicateur, bien qu'approximatif, permet cependant de comparer les processus entre eux. Celui-ci est calculé suivant l'impact et la durée de vie dans l'atmosphère des gaz à effet de serre précédemment cités, et rapporté à l'impact du CO2 sur le changement climatique. Le PRG peut être exprimé sur 20 ans ou sur 100 ans. Suivant le temps pris en considération, l'impact des gaz émis sera d'une importance relative. Une autre unité de quantification et de comparaison peut être utilisée : l'équivalent carbone C. Proche de l'équivalent CO2, la conversion est possible grâce à la formule suivante :

$$Equivalent  CO_{2} = \frac{Masse  molaire  C}{Masse  molaire  CO_{2}}\times Equivalent  C$$

Pour faire l'inventaire des émissions humaines, comme cela est le cas pour notre étude, le PRG à 100 ans est utilisé, sous forme d'équivalent CO2 ou d'équivalent C. Les deux unités seront utilisées ici. De plus, la vapeur d'eau et le gaz ozone ne seront pas pris en compte. En effet, la vapeur d'eau et l'ozone ont un temps de résidence dans l'atmosphère très court. De plus, l'ozone n'est émis que de manière indirecte et est difficilement quantifiable de par son instabilité.

 

Le tableur (présenté en figure 1) se compose en plusieurs onglets permettant d'entrer les différentes données collectées sur le produit, le procédé ou l'activité étudié(e) :

  • la description du procédé étudié et la présentation des onglets à disposition ;
  • l'énergie utilisée pour le procédé (combustibles, vapeur et froid, électricité) ;
  • les émissions de CO2 émis ne provenant pas d'une source énergétique, N2O, méthane, halocarbures ;
  • les matériaux (métaux, plastiques, verre, papier, matériaux de construction, produits chimiques, produits agricoles) entrants dans le processus de fabrication ;
  • les emballages et leur composition ;
  • le fret ;
  • les déplacements du personnel (distance des trajets et véhicules utilisés) ;
  • les déchets émis par le procédé ;
  • les immobilisations ;
  • et la fin de vie du procédé.

Figure 1 : impression d'écran de l'onglet "descriptif" du tableur V6.1. Le cadre en rouge présente une partie des différents onglets ci-avant

Des onglets récapitulatifs des émissions par poste et sous-poste sont aussi présents dans le tableur.

Pour chaque onglet, les données entrées sont des masses, des volumes ou encore des puissances consommé(e)s inventoriés. Ces données sont généralement collectées au sein des différents services d'une entreprise ou d'un organisme.

Par la suite, chaque donnée entrée dans le tableur est convertie en masse d'équivalent CO2 ou en masse d'équivalent C (par l'intermédiaire de la formule explicitée plus haut) en multipliant cette valeur par un facteur d'émission (ces facteurs sont regroupés dans un onglet spécifique "facteurs d'émission").

Un facteur d'émission est un coefficient multiplicateur permettant d'estimer de manière calculatoire la quantité de gaz à effet de serre (tout confondu) émise par une activité humaine considérée. Ce facteur s'exprime en kgCO2eq par unité de référence, souvent en km, m3, tonne ou MJ suivant la donnée considérée. Ces facteurs d'émissions ont été estimés par des organismes tels que l'ADEME, et sont caractéristiques de chaque élément répertorié.
Les facteurs d'émission sont répertoriés dans un onglet spécifique intitulé "facteurs d'émission". La liste est non exhaustive. Pour notre étude, certains facteurs étaient manquants, notamment pour prendre en considération les émissions dues aux produits chimiques. De ce fait, ces facteurs ont été extrait de la bibliographie suite à une recherche.

L'émission est alors calculée suivant la formule suivante :

$$activité  \times  facteur  d'émission  =  quantité  de  gaz  à  effet  de  serre  émise$$ 

On obtient alors chaque émission de carbone pour chaque étape de l'inventaire émettrice de gaz à effet de serre. Ces émissions par étape sont sommées afin d'obtenir un total d'émission par poste. Enfin, des graphiques de type histogramme sont alors réalisés, permettant de rendre les résultats et la comparaison de manière plus visuelle. Les incertitudes dues à l'estimation des facteurs démissions utilisés et aux erreurs de données collectées sont traduites par des barres d'erreur au niveau des histogrammes.

La figure 2 présente un exemple de fonctionnement du tableur : la valeur des intrants utilisés pour le site est calculée puis entrée dans la cellule "tonnes utilisées". La valeur est ensuite convertie en kg d'équivalent C et kg d'équivalent CO2. Un total des émissions pour le sous-poste est calculé ensuite. Les émissions de carburant peuvent être prises en compte par différentes données d'entrée suivant ce que l'inventoriste réussit à collecter comme type de donnée (consommation en kW.h, en tep ou en litres). Dans notre cas, le carburant est calculé en volume.

Figure 2 : Impression d'écran de l'onglet "intrants" du tableur V6.1 présentant un exemple de remplissage du tableur pour le cas des intrants du site

Enfin, deux onglets récapitulatifs sont présents dans le tableur. Les totaux des onglets précédents y sont répertoriés, et des graphiques (histogrammes) sont tracés.


Bibliographie

Association Bilan Carbone, 2015, Facteurs d'émissions, http://www.associationbilancarbone.fr/bilan-carbone%C2%AE-facteurs-d%C3%A9missions, consulté en février 2015

Astee, 2009, Guide méthodologique d'évaluation des émissions de gaz à effet de serre des services de l'eau et de l'assainissement

Degrémont, Suez Environnement, Méthodologie et facteurs d'émissions, http://www.lifecarbontool.com/fr/donnees-sources.php, consulté en février 2015

Réalisation du Bilan Carbone®

Nous allons à présent réaliser le Bilan Carbone® de nos deux procédés à l'étude.
Pour cela, nous suivrons la démarche du Bilan Carbone® explicitée en amont.

Nous n'expliciterons cependant pas l'étape 1 de la méthode, qui est l'étape de sensibilisation aux émissions de gaz à effet de serre et au changement climatique, car de par notre formation l'ensemble du groupe présente un intérêt pour la problématique liée à l'environnement. De plus, les données ne sont recueillies qu'auprès des membres du groupe, d'ouvrages, de publications ou de professionnels du métier, sensibilisés aux enjeux environnementaux.

Nous ne développerons pas l'étape 6, traitant du lancement des actions de réduction des émissions. En effet, notre étude étant sur une exploitation fictive de gaz de schiste sur le territoire français, les propositions de réduction des émissions ne seront pas applicables.

Définition du champ d'étude et des paramètres limites

Afin de réaliser le Bilan Carbone®, il est nécessaire de définir les frontières géographique et temporelle de notre étude, ainsi qu'une unité fonctionnelle permettant de pouvoir faire une comparaison.

Notre étude générale comprend ici le procédé d'extraction de gaz de schiste de 10 puits sur une zone de 20ha, en considérant que la surface de mise en place d'un puits nécessite 1ha. Les puits sont  forés les uns après les autres, et exploités ensuite en parallèle. Le Bilan Carbone® est cependant réalisé pour un seul puits afin de pouvoir comparer les émissions de gaz à effet de serre des deux procédés d'extraction pour une même surface d'exploitation et une même production de gaz de 60 millions de m3. Cette quantité de production correspond à la production moyenne basse d'un puits de gaz de schiste. Néanmoins, nous savons que la production annuelle d'un puits de gaz conventionnel est 5 à 7 fois supérieure à celle d'un puits de gaz de schiste. Pour des raisons de comparaison, nous choisissons l'unité fonctionnelle suivante :

"Produire 60 millions de m3 de gaz naturel"

Pour la production de gaz conventionnel, le puits produit de façon continue pendant 25 à 50 ans. La production annuelle est alors de 2,6% de la production totale pour un puits. En prenant exemple sur des exploitations américaines de gaz de schiste, la phase d’exploration du site dure 1 an et celle de production (exploration et exploitation du gaz) est estimée à 25 ans. Durant la première année d'exploitation, en moyenne 65% du gaz produit au total par un puits de gaz de schiste est extrait. Il n'est donc pas judicieux de comparer les émissions de gaz à effet de serre sur une période courte. Elles seront donc calculées sur une période de 25 ans, période considérée comme commune aux deux types d'extraction et s'étalant des travaux à la fermeture du site. Le bilan réalisé ne comprend cependant pas les étapes de traitement du gaz, de par un manque de certaines données, et de fermeture et de réhabilitation du site, ces deux dernières étapes n'étant pas considérées dans notre étude générale. Les étapes prises en compte pour la réalisation de notre Bilan Carbone® sont détaillées dans la partie "collecte de données et réalisation de l'inventaire".

Le gaz de schiste n'étant pas exploité en France actuellement, le contexte prospectif et hypothétique de l’étude ne permet pas de se référer à une année en particulier. En conséquence, nous nous référerons à des études et des exploitations de gaz de schiste en Amérique du Nord.

Le puits est étudié du commencement de la préparation du site à l'extraction du dernier litre de gaz. Le démantèlement du site, sa fermeture et l'étape du traitement du gaz ne sont pas inclus dans le bilan.


Bibliographie

Dessus B., 2013, Que penser de l'affaire des gaz de schiste, les cahiers de GLOBAL CHANCE n°33

 

Collecte de données et réalisation de l'inventaire

1. Définition et structure générale de l'inventaire

L'élaboration d'un Bilan Carbone® passe au préalable par la réalisation d'un inventaire des flux et des matériaux responsables des émissions de gaz à effet de serre, de manière directe ou indirecte. Dans notre cas, nous rappelons que l'inventaire est réalisé pour un seul puits d'1ha sur une durée de vie de 25 ans et pour une production du puits de 60 millions de m3. Les flux sont donc quantifiés en ne prenant en compte qu'un seul puits et non le fonctionnement de la plateforme dans son intégralité. En effet, si on considère le fonctionnement des 10 puits en parallèle, les flux seraient modifiés.

L'inventaire comprend ici :

  • l'utilisation des engins émetteurs de gaz à effet de serre,
  • la présence de matériels et matériaux spécifiques à l'extraction de gaz naturel,
  • les flux d'apport et de retrait de ces matériels et matériaux sur le site,
  • les fuites de gaz liées à l'activité. 

Cet inventaire est réalisé pour le procédé d'extraction de gaz de schiste mais aussi pour le procédé d'extraction de gaz conventionnel.

Le procédé d'extraction de gaz, quel qu'il soit, nécessite la préparation du site d'extraction et l'exploitation du site. Les étapes principales prises en compte pour l'inventaire pour chaque type de flux énoncé sont :

  • les travaux liés à la préparation du site. Cette étape comprend le retrait de la végétation sur 1ha de terrain permettant l'implantation d'un puits d'extraction de gaz naturel, le nivellement du terrain, l'installation d'une géomembrane bitumineuse imperméable et d'une tôle en aluminium permettant de sécuriser le site et d'éviter les infiltrations dans le sol de fluides polluants (eaux de forage et eaux de reflux pour la fracturation hydraulique), ainsi que la construction des routes (chemins nivelés et recouverts de graviers) permettant d'accéder au site créé depuis les routes départementales déjà existantes.
  • les travaux liés au forage. Ceux-ci comprennent la construction d'un bassin de ruissellement collectant les eaux de pluies ruisselant sur le site et susceptibles d'être polluées, les équipements de forage (matériels, matériaux, machines permettant de forer et transport), le liquide de forage et les produits chimiques intervenants, les boues de forage récupérées et ensuite évacuées, le tubage du puits c'est-à-dire la mise en place des tubes en acier de renforcement et d'isolement du puits, ainsi que toutes les machines permettant de réaliser le forage, la surveillance et la maintenance de celui-ci, le stockage des produits ou encore les flux de transport acheminant le matériel et les machines.
  • les travaux liés à la fracturation hydraulique pour le cas de l'exploitation de gaz de schiste. Ils comprennent la gestion du liquide de fracturation (eau, produits chimiques et sable) et des eaux de reflux (quantité, composition chimique, stockage et acheminement) ainsi que le traitement de ces eaux, l'utilisation d'explosifs permettant de fracturer la roche en profondeur et libérant le gaz.
  • les travaux de développement du site permettant la production de gaz sur 25 ans. Il s'agit ici d'étudier la mise en place des pipelines présents uniquement sur le site.

Les données sont recueillies en utilisant des références bibliographiques et les informations des 4 autres binômes. En effet, notre travail d'inventaire et de quantification est très lié avec les travaux des autres membres du groupe, comme le montre le schéma de la figure 1. Des calculs de dimensionnement supplémentaires ont été effectués afin de compléter nos données chiffrées. 

Figure 1 : Schéma d'intégration des travaux des binômes au sein du projet 

 

2. Réalisation de l'inventaire

Dans cette partie sont développés les inventaires réalisés. Les calculs utilisés pour aboutir à la quantification de certains flux et matières et de carburants sont aussi explicités.

Tout d'abord, les durées des étapes prises en compte pour l'inventaire sont détaillées dans le tableau 1 suivant :

 

Tableau 1 : Tableau comparatif des durées des différentes étapes des procédés d'extraction de gaz de schiste et de gaz conventionnel

En effet, ces durées servent à calculer les temps de travail des engins de chantier à chaque étape, et ainsi déduire, connaissant la consommation des moteurs de ces engins, la quantité de carburant (supposé uniquement comme étant du diesel) consommée pour ces travaux. Elles sont définies à partir de recherche bibliographique et pour certaines valeurs, nous réalisons des calculs.  

Dans la bibliographie, nous trouvons des minimums et des maximums de durée pour certaines étapes. Nous réalisons alors des fourchettes de temps pour le total.

L'inventaire se présente sous forme de tableaux dans les documents suivants. Pour chaque inventaire on réalise deux tableaux : le premier recense les flux de matière pour le procédé d'extraction de gaz de schiste, le deuxième s'intéresse au procédé d'extraction de gaz conventionnel. Les cellules "total" indiquent les valeurs entrées telles quelles dans le tableau V6.1. Le détail de certains calculs, l'explication des éléments sélectionnées pour notre inventaire ainsi que les documents sont répertoriés ci-après.

 

2.1. Inventaire des engins émetteurs de gaz à effet de serre

Les engins et machines utilisés sur le site d'extraction de gaz naturel sont répertoriés dans les tableaux en lien ci-dessous.

Pour chaque machine, nous calculons la quantité de carburant nécessaire à son fonctionnement à l'aide du tableau des durées des différentes étapes, de la puissance des machines donnée dans leur fiche technique et de la combustion du diesel qui est de 39 MJ.L-1 par la formule suivante :

$$Consommation  de  carburant  (L) =\frac{Puissance  des  machines  (kW ou  kJ.s^{-1})  \times Temps  d'utilisation  (s) }{Combustion  du  diesel  (kJ.L^{-1})}$$

Les résultats sont présentés dans les tableaux de l'inventaire des machines consommatrices de carburant et émettrices de gaz à effet de serre :

Pour certains calculs il faut réaliser des estimations lorsque les données viennent à manquer comme c'est le cas par exemple pour la consommation en carburant de la pompe utilisée pour l'injection du ciment dans le puits responsable de son étanchéité.
En s'appuyant sur le tableau des durées ci-dessus et des calculs effectués au préalable pour évaluer le temps de forage, le temps nécessaire à cette étape dans son intégralité est de 28 jours et le forage en lui-même, c'est-à-dire le travail de la foreuse jour et nuit, s'élève à environ 12 jours (280,89 heures). A cette dernière étape s'ajoute le temps nécessaire pour installer l'équipement de forage, insérer les tubes en acier et augmenter la longueur de la tige de forage. Ces 4 étapes ont donc une durée de 16 jours (28 jours auxquels on soustrait les 12 jours de travail de la foreuse). Nous considérons alors que chacune de ces étapes a une durée équivalente de 4 jours.
Étant donné que la profondeur de forage 
pour le gaz conventionnel, comparé au procédé d'extraction du gaz de schiste, est moindre car ce procédé ne nécessite qu'un forage vertical à 4 000 m, l'étape de cimentage pour l'extraction de gaz conventionnel est alors fixée à 3 jours.

Pour l'éclairage, nous jugeons nécessaire d'installer des néons et des tours d'éclairage pour travailler de nuit sur le site d'extraction. Le nombre de néons et de tours, qui est respectivement de 20 et de 2, sont évalués à l'aide de photographies de l'équipement sur les sites de forage de puits de gaz de schiste. Le temps d'utilisation de cette éclairage est déterminé à partir du tableau des durées en estimant les étapes pour lesquelles l'éclairage est nécessaire. Dans notre cas d'étude, il s'agit du début de forage jusqu'au nettoyage du puits. On obtient alors une fourchette de temps. Pour calculer le carburant à consommer, on utilise à nouveau la formule explicitée auparavant en prenant comme valeur de temps, la valeur moyenne entre le maximum et le minimum de la fourchette.

Pour chaque engin et machine consommateurs de carburant, on réitère cette méthodologie qui est d'évaluer le temps d'utilisation de l'appareil et sa puissance afin de calculer sa consommation en gazole. 

 

2.2. Inventaire des matériels et matériaux spécifiques à l'extraction de gaz

La préparation du site et son exploitation nécessite bon nombre de matériels et matériaux, afin de pouvoir extraire le gaz. Ceux-ci sont répertoriés dans les tableaux en lien ci-dessous :

2.2.1. Calcul du stock de carbone et de la quantité de biomasse végétale retirée du site

Le sol et la végétation du site sont composés en partie de carbone organique. De plus, des échanges de carbone sous forme de carbone minéral (CO2, CH4,...) et de carbone organique (chaînes carbonées des molécules constituant la matière végétale ou le sol) s'effectuent entre le sol, les végétaux et l'atmosphère. Lors du changement d'occupation d'un sol, ces échanges sont modifiés. En effet, des travaux de retrait de la végétation ou de déplacement de terres sur un site que l'Homme souhaite aménager perturbent ces échanges de carbone, ainsi que le stock de carbone du site donné. Ce stock de carbone avant modification de la zone, à l'état dit naturel, peut être estimé à l'aide d'une méthode de calcul développée par l'Institut national de l'environnement industriel et des risques, l'INERIS, et rendue publique par la directive européenne 2010/335/UE du 10 juin 2010 relative à la réglementation de la prévention des risques et de la protection de l'environnement.

Une fois le stock de carbone calculé, il est possible d'en déduire la quantité de biomasse retirée. C'est ce que l'on cherche à obtenir, afin d'estimer la quantité de végétation déblayée du site lors des travaux de préparation du site.

Afin de pouvoir calculer le stock de carbone relatif à l'affectation réelle du sol, il faut connaître le climat de la zone étudiée, le type de sol ainsi que le type de végétation présente sur le site. Dans notre cas ici, le climat est tempéré, doux et humide. Le sol est supposé comme étant argileux de haute densité. Les informations concernant la végétation du site ne sont pas connues, des propositions de calculs vont être faits en fonction de trois types de végétations pouvant se trouver sur le site d'implantation du puits :

  • Site 100% occupé par de la terre cultivée
  • Site 100% occupé par de la forêt
  • Site 100% occupé par de la garrigue, végétation basse et peu dense caractéristique des grandes étendues cévenoles

Le stock de carbone se calcule sur une surface considérée comme homogène, avec des caractéristiques identiques en tout point de la zone. C'est pour cela que les calculs sont effectués sur une zone où le climat, le type de sol et la végétation sont considérés comme constants et similaires en tout point du site.

Le stock de carbone pour 1ha se calcule à l'aide de la formule suivante :

$$CS_{i} = SOC + C_{veg}$$

Avec CSi le stock de carbone (tonne),
SOC le stock de carbone organique dans le sol (tonne),
Cveg le stock de carbone au-dessus et au-dessous du couvert végétal (tonne).

Nous ne nous intéressons ici qu'à l'extraction de la matière végétale au-dessus du sol, de ce fait on ne prend pas en compte la valeur de SOC, le stock de carbone organique du sol. 
De ce fait,

$$CS_{i} = C_{veg}$$

Effectuons les calculs à présent pour chaque type de végétation :

  • Site 100% occupé par de la terre cultivée

Cveg = 0 tonne dans ce cas-ci, d'après les tableaux fournis par INERIS. En effet, suivant la période à laquelle les travaux sont réalisés, les terres cultivées peuvent être à nue (non cultivées) si l'on a des cultures annuelles. De ce fait, on trouve que
$$CS_{i}(terres cultivées) = 0tC$$

  • Site 100% occupé par de la forêt

Cveg = 14 tonnes dans  l'hypothèse d'une forêt continentale tempérée en Europe, âgée de plus de 20 ans. On a alors un stock de carbone de
$$CS_{i}(forêt) = 14tC$$

  • Site 100% occupé par de la garrigue

La garrigue est ici considérée comme étant assimilable à de la végétation rase, type culture pérenne avec absence de labour et des intrants faibles. Cveg = 7,4 tonnes dans ce cas-ci. On a alors
$$CS_{i} = 7,4C$$

Nous avons donc à présent les valeurs des stocks de carbone au-dessus et au-dessous du couvert végétal (Cveg). Or, nous souhaitons n'avoir que la valeur du stock de carbone au-dessus du couvert végétal, c'est-à-dire correspondant au carbone minéral et au carbone organique contenus dans la biomasse végétale retirée du site pour les travaux. Dans les calculs de stock de carbone établis par l'INERIS, le calcul du stock de carbone dans le sol est établi pour les 30 premiers centimètres. De ce fait, on choisit d'approximer la valeur de Cveg à la valeur du stock de carbone du couvert végétal sec.

De plus, il est estimé que la teneur en carbone dans la biomasse sèche d'un arbre est d'environ 50% du poids sec total de l'arbre (les 50% restants étant d'autres macro et oligo-éléments). La teneur en carbone de la biomasse humide d'un arbre est de 25% du poids total humide de l'arbre.
De ce fait, la quantité de biomasse végétale enlevée est estimée à 4 fois la valeur de Cveg, soit :

  • Site 100% occupé par de la terre cultivée : 0 tonne pour le site étudié (1ha)
  • Site 100% occupé par de la forêt : 4 x 14 = 56 tonnes pour le site étudié (1ha)
  • Site 100% occupé par de la garrigue : 4 x 7,4 = 29,6 tonnes pour le site étudié (1ha)

​​Il faut donc discriminer entre ces trois valeurs, suivant où le puits est implanté. La carte de la figure 2 ci-dessous présentre un endroit potentiel où le puits pourrait être installé. Cet endroit est déterminé en utilisant le travail réalisé par le binôme 1 ayant étudié l'implantation du site (lien vers la partie 1). En effet, la zone 2 est sélectionnée par le binôme 1 comme étant l'une des zones les plus propices à l'implantation de la plateforme de 10 puits. Au sein de cette zone, nous avons fixé une zone de 20ha de surface au sol (représentée en rouge sur la figure 2), surface considérée en surface comme étant la surface nécessaire à l'implantation de la plateforme des 10 puits. Au sein de la zone de 20ha est sélectionnée une zone de 1ha (en bleu sur la figure 2) indiquant une zone potentielle d'implantation d'un puits. Cela est sur cette zone, fixée nous le rappelons de manière arbitraire est fictive, que s'appuient certains calculs et hypothèses qui vont suivre.

Considérons cette zone de 1ha. La végétation est représentée majoritairement par de la culture. Nous supposons alors, au vue des calculs de quantité de biomasse réalisés plus haut, que la biomasse à retirer du site est faible donc négligeable est approximée à 0 tonne pour le site.

Figure 2 : Schéma de l'implantation de la plateforme, d'1ha de surface de site pour un puits et des routes d'accès reliant le site à la départementale la plus proche (source : Google maps)

2.2.2. Calcul des infrastructures routières

Sur la figure 2 ci-dessus est représenté en vert le tracé arbitraire d'une route reliant le site du puits à la route départementale la plus proche qui est la D42, permettant d'acheminer tous les matériels et matériaux. La longueur de la route est alors de 1 450m, et sa largeur est considérée comme étant de 5m afin de pouvoir y faire circuler les camions. La route est de composition simple et temporaire, c'est-à-dire faite en sable et gravier. Les calculs de quantité de ces matériaux et leur stockage sont indiqués dans les tableaux. 

 

2.3. L'inventaire des flux de véhicules

Nous réalisons l'inventaire des flux de véhicules afin d'évaluer les émissions de gaz à effet de serre liées aux déplacements de l'équipement, des machines, des matériaux mais aussi des personnes sur le site. Pour cela, nous déterminons à l'aide des deux premiers inventaires, la masse des différents matériaux et matériels, leur masse.  
En effet, en fonction de la charge à transporter, il est nécessaire d'utiliser des véhicules adaptés avec une charge utile suffisante. 

Ces derniers dépendent également de la nature du matériel ou du type de machine. Par exemple s'il s'agit d'un liquide, on utilise des camions citernes alors que s'il s'agit de sable ou de gravier, on utilise des camions bennes. 

Il est également possible de transporter deux équipements ou machines de nature différentesà condition que cela reste réaliste. 
Comparons par exemple, le cas du transport des engins de construction ave celui des cuves à eau pour stocker l'eau utile à une fracturation hydraulique. Pour le premier type de transport, on peut utiliser un camion sur lequel on transporte à la fois un bulldozer et un tractopelle et un autre sur lequel on peut transporter à la fois un bulldozer et un compacteur. On tient alors compte du poids total des deux machines qui ne doit pas dépasser la charge utile du camion transporteur d'engin. Pour les cuves de stockage, il est nécessaire de transporter 15 cuves sur le site dont le poids total s'élève à 15 tonnes. Pour cela on utilise des camions semi-remorque de charge utile de 40 tonnes. Avec une telle charge utile, les 15 cuves pourraient être transportées par un seul camion. Cependant, cela ne tient pas compte des dimensions des cuves et du véhicule. En effet, les cuves sont de la même longueur que le véhicule, c'est pourquoi on considère l'immobilisation de 15 camions, acheminant chacun une cuve à eau jusqu'au site.

Une fois ces informations acquises, nous caractérisons la consommation du carburant du camion à vide exprimée en L/100 km à partir des fiches techniques et nous déterminons le nombre de camions nécessaires ainsi que le type d'allers-retours réalisés par les véhicules. En effet le poids du camion joue sur sa consommation en carburant. Trois types de consommation sont donc évalués en fonction de cette charge : à vide, en charge moyenne et plein. 

Enfin, il faut déterminer la distance que les véhicules vont parcourir. Pour cela, nous utilisons le schéma de la figure 2 réalisé pour la fixation arbitraire de notre site et à partir de la carte établie par le binôme 1 qui sert à le replacer dans son contexte. Pour déterminer les distances, nous utilisons également de manière arbitraire les coordonnées d'entreprises susceptibles de fournir éventuellement les matériaux et les machines nécessaires à l'implantation d'un puits de gaz de schiste. Le schéma de la figure 3 ci-dessous permet de mieux comprendre le cheminement des différents flux de camions pour le procédé d'extraction de gaz de schiste. 

Figure 3: Schéma des flux de camions pour le procédé d'extraction de gaz de schiste

On fait l'hypothèse qu'un camion ne réalise qu'une seule fois le parcours et qu'un même camion n'est pas utilisé à nouveau pour l'acheminement d'un matériel, machine ou matériau. 

Dans le tableau de l'inventaire des flux de camions, on considère X0' la distance entre le puits de gaz et l'usine de traitement de l'eau fixée à 40 m. Par soucis de clarté, nous ne la représentons pas sur le schéma ci-dessus.

Ce schéma présente les flux de camions pour le procédé d'extraction de gaz de schiste. Pour le procédé d'extraction de gaz conventionnel, les flux suivants sont supprimés : les flux liés aux produits chimiques et les flux liés à l'eau de mer. D'autres flux comme les flux de matériaux et de matériel et les flux de sable et de gravier sont quant à eux réduits. 

Les résultats sont présentés dans les tableaux suivants:

 

2.4. L'inventaire des fuites de gaz

Les procédés d'extraction de gaz naturel sont responsables d'émissions de gaz qui s'échappent dans l'atmosphère au cours des différentes étapes du processus en dehors du gaz naturel produit. Il s'agit des fuites de gaz qui se produisent au cours de la complétion du puits avant que la récupération du gaz naturel et l'installation de l'équipement à la tête du puits ne soient réalisés, de celles qui ont lieu au cours des travaux réalisés pour nettoyer les puits et d'autres émissions fugitives. Ces dernières correspondent aux autres sources d'émissions ponctuelles issues de la tête du puits et des équipements de collecte du gaz, aux autres sources d'émissions fugitives liées notamment aux fuites au niveau des canalisations et aux fuites de gaz au niveau des valves des appareils pneumatiques par leur ouverture et leur fermeture laissant échapper une petite quantité de gaz naturel à chaque fois. 

Pour le gaz conventionnel, il existe aussi des fuites liées aux déchargements des liquides. Il s'agit d'une émission épisodique de gaz naturel qui se produit lorsque de l'eau ainsi que d'autres condensats sont extraits pour éviter que ces derniers ne piègent le gaz naturel dans son puits. Cette opération n'est pas nécessaire pour les puits de gaz non conventionnel donc on ne prend pas en compte cette émission ici pour le gaz de schiste.

Pour le gaz de schiste, la fracturation hydraulique est également responsable de fuites de méthane. Et comme cela a été décrit précédemment, cette opération n'est pas applicable pour l'extraction de gaz conventionnel car elle n'a pas lieu.

A partir de la bibliographie, nous réalisons un tableau d'inventaire de ces fuites de gaz. Pour cela, nous calculons la masse en tonnes de gaz qui s'échappe à partir de facteurs d'émissions du méthane déterminés pour les différentes étapes du procédé d'extraction du gaz de schiste et du gaz conventionnel. Ils sont exprimés en MMcf (Million cubic feet) soit en millions de pieds cubes par étape ou en kg de méthane émis par kg de gaz naturel produits.

Nous considérons également ici les émissions de gaz produites par la torchère. Cette dernière est souvent utilisée pour les procédés d'extraction de gaz naturel par mesure de sécurité, pour réduire le pouvoir de réchauffement global des molécules sortant du puits mais aussi pour tester la qualité du gaz naturel. Dans la bibliographie, nous trouvons que lorsque le gaz naturel est envoyé en torchère, du méthane, du protoxyde d'azote et du dioxyde de carbone s'échappent dans l'atmosphère à hauteur de 3,34.10-2 kg, 1,174.10-4 kg et 5,36 kg par kg de gaz naturel brûlé respectivement. On estime que 2,3% du gaz naturel produit est envoyé en torchère. Par conséquent pour une production de 60 millions de m3 sur 25 ans, 1 242 tonnes de gaz sont brûlées. 

Les résultats sont présentés dans le tableau suivant :

Tableau 8 : Tableau comparatif des fuites de gaz des procédés d'extraction de gaz de schiste et de gaz conventionnel

 

3. Limites de la réalisation de l'inventaire

Plusieurs paramètres et flux n'ont pas été pris en compte dans la réalisation de notre inventaire :

  • De la même manière, les flux de matière et d'énergie au niveau du traitement du gaz extrait (afin de le rendre commercialisable) ainsi que sa distribution ne sont pas étudiés, dus à l'absence de données détaillées sur ces deux sujets.
  • Les seuls déchets considérés sont les boues de forage, l'eau de reflux et les émissions fugitives de gaz pour tout le procédé considéré. Les emballages secondaires ne sont pas étudiés ici.
  • La composition chimique des eaux de reflux n'est pas détaillée, car non utilisée pour la réalisation du bilan.
  • Certains flux de ravitaillement, comme les flux de camions permettant de remplir la citerne de gazole présente sur le chantier, ou encore permettant de remplir le réservoir d'eau claire utile pour le nettoyage du matériel, ont été négligés de par leur faible importance relativement aux flux de camions apportant l'eau de fracturation.
  • Pour l'inventaire des flux de camions, au vue de la masse des explosifs nécessaires pour la réalisation de la fracturation hydraulique, qui est de 44 kg, ainsi que du manque de certaines données sur la localisation d'une entreprise de fabrication d'explosifs, nous décidons de négliger leur transport.
  • Nous considérons seulement pour l'usine de traitement de l'eau, la consommation en carburant du bras de raclage et des pompes utilisées et les flux de camions citernes récupérant l'eau de reflux de la fracturation hydraulique entre le puits et l'usine de traitement de l'eau. Cependant, nous ne considérons pas les émissions de gaz à effet de serre liées à la construction de l'usine. ​

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Bibliographie 

 

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Nouyrigat V., magasine Science & Vie, mai 2013, dossier « Gaz de schiste, une chance ou un risque ? », N°1148

Penn State Extention, An illustrated guide to shale gas drilling equipment & practices in Pennsylvania, vidéo http://ecosystems.psu.edu/presenter/4-h-water/GasFieldGuide/​ 

Questerre energy cooporation, septembre 2010, Fracturation hydraulique

 

Exploitation des résultats

Une fois les données entrées dans le tableur V6.1 et exprimées en équivalent carbone et équivalent CO2, les résultats obtenus sont présentés sous forme d'histogramme et de diagramme circulaire dans deux onglets récapitulatifs. 

A gauche de chaque figure, sont représentés les résultats pour le procédé d'extraction de gaz de schiste et à droite ceux pour le procédé d'extraction de gaz conventionnel. En rouge et rose de la figure 1, sont représentés les quantités de gaz à effet de serre par poste en tonnes équivalent C et en vert clair et vert foncé de la figure 2, sont représentés les quantités de gaz à effet de serre par poste en équivalent CO2.

Le total des émissions de gaz à effet de serre du procédé d'extraction de gaz de schiste est de 13 628 tonnes équivalent C sur 25 ans et celui du procédé d'extraction de gaz conventionnel s'élève à 10 942 tonnes équivalent C sur 25 ans. Rapportés à la production d'1m3, cela équivaut respectivement à 0,227kg équivalent C et 0,182kg équivalent C.

Figure 1 : Histogrammes représentant les quantités de gaz à effet de serre émis par poste et exprimées en tonnes équivalent carbone pour les deux types de procédé d'extraction de gaz naturel

Pour le procédé d'extraction de gaz de schiste, on observe que le poste qui émet le plus de gaz à effet de serre correspond aux déchets directs avec une quantité de 11 737 tonnes équivalent C. Il s'agit uniquement des fuites de gaz qui ont lieu à toutes les étapes. On observe la même chose pour le procédé d'extraction de gaz conventionnel (9 478 tonnes équivalent C). Viennent en seconde position les émissions dues aux matériels et matériaux intrants. L'importance des autres postes semble relativement minime. Nous pouvons affirmer cela puisque les barres d'erreur entre les postes au sein de chaque procédé ne se recoupent pas. 

Figure 2 : Diagrammes circulaires représentant le pourcentage de contribution de chaque poste aux émissions de gaz à effet de serre pour les deux types de procédé d'extraction de gaz naturel

De plus, quand on observe la figure 2 ci-dessus, on constate que la contribution des fuites de gaz est de 86% alors que les contributions de la construction des infrastructures (routes uniquement), du déplacement apport de matière et des déplacements des employés sont proches de 0% car les émissions sont relativement faibles. 

Les émissions pour les deux procédés sont obtenues avec un coefficient d'incertitude de 23% et les incertitudes par poste vont de 5 à 27%. 

Si on ne tient pas compte des barres d'erreur, le Bilan de gaz à effet de serre est plus important pour le gaz de schiste que pour le gaz conventionnel et ce pour chacun des postes comparé deux à deux. Ceci est conforme vis-à-vis de nos attentes de par nos recherches bibliographiques et des calculs effectués. 
Cependant, les barres d'erreur se recoupent. De ce fait, nous ne pouvons pas conclure sur une différence significative entre les quantités de gaz à effet de serre émises par les deux procédés. 

A titre d'informations, la figure 3 présente la quantité de gaz à effet de serre par poste pour les deux procédés exprimée cette fois en tonnes équivalent CO2. Les observations et de ce fait, les conclusions sont identiques.

Figure 3 : Histogrammes représentant les quantités de gaz à effet de serre émis par poste et exprimées en tonnes équivalent CO2 pour les deux types de procédé d'extraction de gaz naturel

La dernière étape du Bilan Carbone® consiste en l'établissement de pistes d'actions pour la réduction des émissions de gaz à effet de serre en jouant sur le ou les postes les plus émetteurs. Or, ici, il s'agit des fuites de gaz. C'est un phénomène difficile à contrôler donc ce poste ne représente pas un levier sur lequel l'industriel peut agir, ou que très peu par l'installation de torchère réduisant l'impact du pouvoir de réchauffement global du méthane, en le transformant en CO2. Nous concentrons alors une dernière partie sur la discussion des résultats plutôt que de tenter de réduire ces fuites. De plus, notre exploitation de gaz de schiste étant fictive, il ne semble pas pertinent de proposer des pistes d'amélioration du procédé d'extraction. 

Discussion et conclusion sur la réalisation du Bilan Carbone®

Dans cette partie nous discutons des résultats obtenus. 

Dans un premier temps, rappelons les limites fixées pour la réalisation du Bilan Carbone®. Ce dernier est effectué pour un puits afin de comparer le procédé d'extraction de gaz de schiste avec celui de l'extraction de gaz conventionnel pour une surface d'exploitation de 1ha et pour une même production de 60 millions de m3 de gaz naturel. Nous avons également réalisé le Bilan sur une période de 25 ans, période considérée comme étant commune aux deux types d'extraction car il n'était pas judicieux de comparer les émissions sur une période courte étant donné que 65% du gaz produit à partir d'un puits de gaz de schiste est extrait au bout d'un an d'exploitation tandis que la production annuelle de gaz conventionnelle est plus ou moins constante et s'élève à 2,6% de la production totale de façon continue pendant 25 à 50 ans.

De plus, les étapes considérées sont du commencement de la préparation du site à l'extraction du dernier litre de gaz. Nous n'avons cependant pas pris en compte les étapes de démantèlement du site c'est-à-dire sa fermeture et sa réhabilitation car ces étapes n'étaient pas considérées dans notre étude générale. A cause d'un manque de certaines données, nous n'avons pas pris en compte non plus l'étape du traitement du gaz.

Le fait de réaliser le Bilan Carbone® sur un seul puits n'est pas représentatif du procédé d'extraction de gaz de schiste d'une plateforme typique que l'on pourrait trouver par exemple aux Etats-Unis. En effet, sur une plateforme, les quantités de gaz à effet de serre émises ne seront pas multipliées par le nombre de puits étant donné que les flux seraient modifiés. Par exemple, certains matériaux, machines et équipements resteront sur le site car les puits sont forés les uns après les autres. 

Le fait de ne pas prendre en compte certaines étapes entraîne un inventaire relativement moins important en termes de quantité et par conséquent les quantités de gaz à effet de serre produites par le procédé sont également moins importantes. Plusieurs paramètres n'ont également pas été considérés pour la réalisation de notre inventaire comme le fait que les seuls déchets évalués sont les boues de forage, l'eau de reflux ainsi que les émissions fugitives de gaz. Nous n'avons pas étudié les emballages secondaires ni le devenir de ces boues ou des déchets végétaux retirés lors de la préparation du site. 
De plus nous avons négligé des flux tels que les flux de ravitaillement de la citerne de gazole ou du réservoir d'eau claire. Ceux des explosifs l'ont également été du fait de leur faible masse. 
Enfin nous n'avons pas non plus évalué les émissions de gaz à effet de serre produites par la construction de l'usine de traitement de l'eau, ce qui entraînerait la considération de nouveaux flux de camions pour apporter les matériaux, équipement et engins de construction nécessaires à cette étape.

Nous avons fait l'hypothèse que toutes les machines, engins et véhicules fonctionnaient avec du gazole et que nous amenions des groupes électrogènes sur le site afin de produire de l'électricité nécessaire au fonctionnement de certaines machines. Toutefois, il se peut qu'en réalité certaines machines ou véhicules fonctionnent avec de l'essence et non du gazole et qu'il serait possible d'utiliser l'électricité en se connectant au réseau le plus proche. Cela modifierait donc le Bilan.

Avec le Bilan Carbone® que nous avons obtenu, on constate que le poste le plus émetteur de gaz à effet de serre correspond aux fuites de gaz. Et en tenant compte des barres d'erreur on constate qu'il n'y a pas de différence entre les Bilans réalisés pour les deux types d'extraction de gaz naturel.
Par conséquent, on pourrait considérer que le procédé d'extraction de gaz de schiste serait aussi impactant sur l'environnement que le procédé d'extraction de gaz conventionnel.

Cependant, d'après les différentes remarques énoncées précédemment et d'après la définition du Bilan Carbone®, on ne peut pas conclure sur l'importance relative des impacts engendrés par le procédé d'extraction de gaz de schiste sur l'environnement comparé à celui du gaz conventionnel. En effet, le Bilan Carbone® est une méthode monocritère, c'est-à-dire qu'elle ne cible qu'un seul impact environnemental qu'est le changement climatique. Cette méthode ne prend pas en considération les problèmes liés aux quantités relativement importantes d'eau utilisée au cours de la fracturation hydraulique au regard des ressources naturelles en eau, ni l'utilisation de produits chimiques toxiques mélangés aux liquides de forage et de fracturation pouvant causer des impacts potentiels sur la santé humaine, les ressources et la qualité des écosystèmes. Il semble que la fracturation hydraulique n'ait pas d'impact significatif au regard des seuls résultats obtenus avec le Bilan Carbone® ainsi effectué, puisque nous avons conclu que les émissions des deux procédés ne paraissent pas différentes de façon éloquente. 

De plus, nous n'avons pas réalisé d'analyse économique pour connaître l'investissement nécessaire à la production de gaz de schiste. La viabilité économique dépend du cours du gaz.

Une Analyse de Cycle de Vie (ACV) permet d'évaluer les impacts environnementaux potentiels d'un produit, d'un service ou d'un procédé le long de son cycle de vie. A la différence du Bilan Carbone® qui est un sous ensemble de l'ACV, il s'agit d'une méthode multicritères car elle évalue plusieurs impacts. Nous avons tenté de réaliser une ACV sur le procédé d'extraction de gaz de schiste, afin de pouvoir constater des différences ou similitudes avec le Bilan Carbone®​ réalisé. Cependant, le temps accordé à la réalisation de notre projet ne nous a pas permis de développer cette démarche et de réaliser une ACV comparative entre les deux procédés d'extraction. Les seuls résultats pour l'ACV du procédé d'extraction de gaz de schiste sont donc montrés ici.

La méthodologie de réalisation de l'ACV est la même que pour le Bilan Carbone®, l'inventaire effectué est utilisé à nouveau. La méthodologie de réalisation de l'ACV est similaire. Etant une étude complémentaire à notre étude primaire qu'est le Bilan Carbone®, nous ne détaillerons pas la démarche. Nous avons appliqué la démarche explicitée par l'ADEME en 2005 sur "Introduction à l'Analyse de Cycle de Vie (ACV)".

Afin de réaliser l'ACV, le logiciel SIMAPRO®​ est usité. Les données de l'inventaire sont entrées dans le logiciel. La méthode d'analyse utilisée est la méthode IMPACT 2002+. C'est une méthode end-point permettant d'obtenir des indicateurs de dommages ptoentiels et faisant intervenir l'évaluation des effets du procédé sur plusieurs impacts environnementaux et sur la santé humaine : effet carcinogène ou non, effet sur la respiration inorganique, effet sur les radiations ionisantes, effet sur la couche d'ozone, effet sur l'écotoxicité aquatique et terrestre, effet sur l'occupation des terres, effet sur l'acidification des milieux, effet sur l'eutrophisation aquatique, effet sur le réchauffement climatique, effet sur l'extraction minérale.

Le résultat du graphique présentant le poids de chaque impact pour les 4 postes de procédé pris en compte est présenté par la figure 1 :

Légende :
Preparation = préparation du site
Drilling = forage
Fracking = fracturation hydraulique
Production = production de gaz

Figure 1 : Graphique présentant le poids de chaque impact pris en compte par la méthode IMPACT 2002+ sur les 4 étapes du procédé d'extraction de gaz de schiste (résultat obtenu avec SIMAPRO®​)

Au vue de ce graphique, il semble que l'étape de préparation du site est celle regroupant le plus d'impacts sur l'environnement et celle la plus impactante. De plus, l'impact le plus marqué sur lequel le procédé d'extraction de gaz de schiste joue est l'émission de gaz à effet de serre, en bleu clair sur le graphique de la figure 1. Ceci confirme les résultats du Bilan Carbone® et est une justification supplémentaire relative à l'importance de l'impact des émissions de gaz à effet de serre par le procédé, justifiant une fois de plus l'utilisation du Bilan Carbone®. Il semble alors qu'afin de réduire ces impacts, il faille agir sur les émissions de gaz à effet de serre, et plus précisément sur les fuites de gaz à nouveau. Or, nous avons conclu plus haut que cela était un levier sur lequel il est difficile d'agir.

Néanmoins, cette méthode de l'ACV n'est intéressante que si elle est comparative, et si les résultats sont couplés avec une volonté d'optimiser le procédé étudié. Enfin, la méthode Impact 2002+ permet de faciliter la compréhension et l'utilisation des résultats car le nombre d'indicateurs est moins important mais la robustesse des résultats est alors moindre également. 

Conclusion

Conclusion

Ce projet de BEI nous a permis d'avoir une approche technique et scientifique de l'implantation d'une exploitation de gaz de schiste dans une région française, celle d'Alès en l'occurence. Il nous a permis de soulever de nombreux problèmes quant à la réalisation d'un tel site.

Tout d'abord, sa localisation est complexe. Si les alentours d'Alès sont riches en schiste, les nombreuses contraintes, qu'elles soient sismiques, environnementales, réglementaires, techniques ou sociales, limitent grandement la possibilité d'exploiter pleinement le potentiel gazier de la région.

Estimer les pertes de charges de façon précise d'un écoulement diphasique est un problème physique très complexe qui a du être simplifié dans le but d'obtenir les ordres de grandeurs nécessaires au dimensionnement du puits. La théorie derrière le mécanisme de la fracturation hydraulique est encore peu étudiée et pourrait servir à améliorer la rentabilité du procédé.

Le traitement de l'eau de reflux et sa réutilisation sont une bonne étape vers la réduction des rejets polluants de cette industrie. Cependant une part importante de l'eau est considérée comme déchet. Des technologies plus efficaces, comme la distillation, peuvent être mises en oeuvre pour améliorer le recyclage. Elles restent cependant plus coûteuses, entament encore la rentabilité d'une telle exploitation en France.

L'étude de la dispersion de polluants a permis d'affirmer qu'une fuite de polluant depuis le puits de forage à une centaine de mètres de profondeur demeure importante à court terme et sur une faible distance, mais diminue très vite, spatialement et temporellement. Au regard des résultats parus dans certaines études, une éventuelle fuite depuis un puits ne peut être à seule responsable d'une forte concentration en méthane. Les autres possibilités à envisager sont soit des remontées de méthane depuis les zones de fracking, via des fissures naturelles agrandies par les contraintes; soit les exploitants qui rejetteraient directement les eaux polluées dans les rivières alentours, ou n'isoleraient pas correctement les bassins de rétention.

La réalisation du Bilan Carbone® n'a pas permis d'observer une différence significative des émissions de gaz à effet de serre entre dues au procédé d'extraction du gaz de schiste et d'extraction de gaz conventionnel. Il semble alors que du point de vue des émissions de ces gaz, l'impact sur le changement climatique de l'extraction du gaz de schiste ne diffère pas de celle du gaz conventionnel autant que l'on pourrait s'y attendre. Cette méthode reste limitée de par le fait qu'elle est monocritère et de par les approximations effectuées et les limites fixées pour réaliser ce Bilan sur une exploitation fictive. De nombreux impacts, notamment sur la perturbation des écosystèmes et sur l'utilisation des ressources naturelles, ne sont alors pas abordés. 

Cette étude nous a permis de montrer qu'il existait des réponses, certes incomplètes, aux inquiétudes autour de la fracturation hydraulique : le choix pertinent du site, la construction d'un puits étanche, le recyclage de l'eau. Mais elle nous a aussi permis de nous rendre compte des implications que supposent l'exploitation du gaz de schiste. L'implantation d'une industrie gazière suppose la construction de nouvelles infrastructures, l'utilisation de terres agricoles et un important trafic routier. La polémique autour de l'opportunité d'exploiter les ressources en gaz en France ne se limitent donc pas à la seule fracturation hydraulique.

 

Remerciements

Remerciements

L'exploitation de gaz de schiste est une industrie pétrolière. Son implantation dans une région agricole entraîne forcément de nombreuses modifications du paysage par l'importance des infrastructures qu'elle nécessite. Tout au long de ce projet, nous avons fait appel à des professionnels pour leur qualifications dans plusieurs domaines. Nous remercions alors vivement :