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Le pétrole de schiste, ou Shale oil en anglais ne doit pas être confondu avec le Oil shale alias le kérogène contenu dans la roche même. Les méthodes d’extraction ne sont pas les mêmes.
Les Shale Oil ou pétrole de schiste
Les pétroles de schiste sont contenus dans des couches épaisses d’argile dans lesquelles des intercalations fines contiennent du sable qui enferme du pétrole dans ses pores. Les conditions d’écoulement sont très difficiles car la perméabilité est très faible.
Aujourd'hui, c'est cette substance sur laquelle les énergéticiens parient : cette substance, il faut aller la chercher souvent à plus de 2000 m de profondeur en fissurant la roche dans laquelle elle est emprisonnée, ceci en injectant de l’eau à très haute pression et des produits chimiques : c’est la fracturation hydraulique.
L’extraction et la production d’un tel pétrole nécessite des quantités faramineuses d’énergie, d’immenses infrastructures et génère énormément d’émissions de gaz à effet de serre, le tout à l’image de la désastreuse exploitation des sables bitumineux par exemple au Canada. Sans parler des risques de pollutions des nappes phréatiques…
Le pétrole de schiste : véritable usine à gaz du pétrole
Aberration énergétique, climatique et environnementale, le pétrole de schiste, avec les sables bitumineux, sont les pétroles le plus chers, les plus sales, les plus polluants qui soient. Un puits standard nécessite environ 10 à 15 millions de litres (10 000 à 15 000 m3), même si les quantités peuvent varier en fonction de la géologie et de la nature du puits. Ce besoin en eau peut entrer en conflit avec d’autres usages tels que l’agriculture.
La composition potentielle du liquide de fracturation (utlisée par Questerre au Québec notament) est la suivante : eau, sable de silice flexible, et une série de produits chimiques, polyacrimalide, isopropanol, triméthyloctadécylammonium, xylène sulfonate de sodium, hypochlorite de sodium, gomme de guar, huile de base à faible toxicité, amine quaternaire, monohydrate de nitrilotriacétate de trisodium, isopropanol, méthanol, phosphate de tibutyl, hydrochloric acid.
Près de 50% des résidus de fluides (eau + sable + produits chimiques) restent sous terre et les 50 % restants remontent à la surface. Le recyclage de ces eaux polluées est long, très coûteux et fait de nouveau appel à des produits chimiques afin de traiter l’eau. Au-delà des produits chimiques, l’eau usée remontant à la surface peut contenir des métaux lourds, tels que l’aluminium, l’antimoine, l’arsenic, cobalt, chrome, fer, plomb, nickel, molybdène, étain, vanadium, zinc, etc.
En cas de fuite, notamment via une fissure dans la cimentation des forages, ces produits chimiques peuvent s’infiltrer dans les nappes phréatiques souterraines.
L’extraction du pétrole de schiste émet entre 4 à 5 fois plus de CO2 que l’extraction du pétrole conventionnel.
En France
Des schistes bitumineux (ou pétrole de schiste) sont notamment présents en Ile de France, en Picardie et en Champagne-Ardenne. En décembre 2010, les réserves étaient évaluées, par le ministère de l’énergie, à près de 65 milliards de barils. (Attention : Les chiffres sur les réserves sont à prendre avec précaution. Ils peuvent très fortement variés selon qui en est l’auteur. Par ailleurs, il est impossible d’évaluer avec justesse les réserves au tout début d’une phase d’exploration. Enfin, selon qu’il s’agisse de réserves prouvées, probables ou possibles, les chiffres peuvent varier énormément sur une même zone donnée.)
Parmi les acteurs on trouve Vermilion, une entreprise canadienne déjà présente pour l’extraction de pétrole conventionnel dans le Bassin parisien, premier producteur de pétrole en France. On trouve également Toreador Resources Corporation et Hess Oil France. Le vice-président de Toréador n’est autre que Julien Balkany, le demi-frère de Patrick Balkany, député maire de Levallois-Perret. Toréador extrait déjà du pétrole conventionnel dans le bassin parisien. Toréador devrait procéder début 2011 à six forages d’exploration dans le bassin parisien près de Château-Thierry.
En plus des permis « conventionnels » déjà en cours et qui pourraient être convertis en « non conventionnel », trois autres permis ont déjà été attribués dans le bassin de Paris pour les « Shale Oil ». Huit autres sont sur le point d’être délivrés et une trentaine sont à l’étude.
Oil Shale ou kérogène
Il s’agit de roches sédimentaires qui contiennent des substances organiques, qu’on appelle les kérogènes (du pétrole non fini qu’il faut chauffer). Il est contenu dans la roche même. Il existe deux méthodes d’extractions :
- Dans le cas des mines à ciel ouvert, il s’agit de retirer les couches supérieures afin d’exposer la kérogène à l’air libre et de le traiter par la suite. On creuse depuis la surface, on récupère la roche, on la cuit par le procédé appelé « Retorting » à une température très élevée (450, 500 °C) et ensuite on récupère et on raffine le tout.
- Dans le cas des projets In situ : Shell est entrain de développer un procédé de «Retorting in situ» visant à chauffer de gros volumes de roche par le moyen de résistances électriques placées dans des puits verticaux (plusieurs centaines de °C).
On trouve par exemple des Oil shale sur le site de Greenriver aux Etats-Unis.
Les kérogènes : l'autre usine à gaz du pétrole
Energie : forte demande en énergie (gaz, électricité, pétrole) pour produire du pétrole : produire 200 000 baril / jour = production énergétique de 4 centrales à charbon.
Eau : 5 unités d’eau sont nécessaires pour la production d’une seule unité de pétrole issue des kérogènes.
CO2 : 20 unités de C02 émises pour chaque unité de pétrole produite à partir des schistes (contre quatre unités pour le pétrole conventionnel.)
Polluants atmosphériques : l’extraction des kérogènes a pour conséquence l’émission de plusieurs polluants comme les oxydes de souffre, oxydes d’azote, des particules, ou encore du monoxyde de carbone.
Coût : le coût d’extraction des kérogènes peut varier entre 52 et 113 dollars le baril contre 6 et 39 pour le pétrole conventionnel. Cela nécessite le maintien d’un prix du baril élevé.
Sortir de notre addiction à l’or noir
Les pétroles conventionnels –facilement exploitables- se raréfient et les compagnies pétrolières se positionnent sur les projets les plus fous pour s’assurer de garder leur part du gâteau. Ils maintiennent la planète sous haute dépendance en prolongeant notre addiction avec un pétrole plus cher, plus polluant, plus risqué : sables bitumineux, offshore profond, pétrole de schiste : des projets de prospection, voire d’exploitation sont en cours un peu partout dans le monde.
Selon le Potsdam Institute for Climate Impact Research, si l’on veut garder la hausse des températures en dessous des deux degrés et ainsi éviter les pires conséquences des changements climatiques, moins d’un quart des réserves prouvées en fossiles (pétrole, gaz et charbon) peuvent être consommés d’ici à 2050. Nous ne pouvons donc pas pomper jusqu’à la dernière goutte de pétrole.
Les gouvernements du monde entier sont aujourd’hui à la croisée des chemins : ils doivent choisir entre la recherche de pétrole à tout prix, symbole d’une véritable fuite en avant, et le développement massif des économies d’énergie et des filières renouvelables.
Les meilleurs investissements en termes de sécurité énergétique sont ceux qui réduisent la demande et la dépendance au pétrole.
Et les gaz de schiste ?
Les gaz de schiste ou shale gaz sont contenus dans des roches sédimentaires argileuses très compactes et très imperméables. Les gaz de schistes ont connu un développement considérable lors de la dernière décennie aux Etats-Unis et au Canada.
Aujourd'hui, c'est cette substance sur laquelle les énergéticiens parient : cette substance, il faut aller la chercher souvent à plus de 2000 m de profondeur en fissurant la roche dans laquelle elle est emprisonnée, ceci en injectant de l’eau à très haute pression et des produits chimiques : c’est la fracturation hydraulique.
L’Agence internationale de l’énergie indique que les réserves mondiales de gaz de schistes seraient de 921 000 milliards de m3, soit cinq fois les réserves prouvées de gaz conventionnel.
Les gaz de schistes sont au gaz ce que sables bitumineux et pétrole de schiste sont au pétrole
L’extraction et la production d’un tel gaz nécessite des quantités faramineuses d’eau et d’énergie, d’immenses infrastructures et pose des risques de pollutions des nappes phréatiques.
L’eau…
Un puits standard nécessite environ 10 à 15 millions de litres (10 000 à 15 000 m3), même si les quantités peuvent varier en fonction de la géologie et de la nature du puits. Ce besoin en eau peut entrer en conflit avec d’autres usages agricoles ou industriels déjà en place, particulièrement dans des régions victimes de sécheresses, comme dans le sud-est de la France.
Segmentation du paysage
Pour chaque fracturation hydraulique, deux cents allers retours de camions sont nécessaires au transport des matériaux de chantier, de l’eau, puis du gaz.
Puisque le gaz est disséminé dans plusieurs cavités, il faut donc une multitude de puits pour l’extraire. Ces puits peuvent se multiplier tous les 200 mètres, comme c’est le cas du Garfield County au Colorado.
Pollution…
Composition potentielle du liquide de fracturation (utlisée par Questerre au Québec) : eau, sable de silice flexible, polyacrimalide, isopropanol, triméthyloctadécylammonium, xylène sulfonate de sodium, hypochlorite de sodium, gomme de guar, huile de base à faible toxicité, amine quaternaire, monohydrate de nitrilotriacétate de trisodium, isopropanol, méthanol, phosphate de tibutyl, hydrochloric acid.
Près de 50% des résidus de fluides (eau + sable + produits chimiques) restent sous terre et les 50 % restants remontent à la surface. Le recyclage de ces eaux polluées est long, très coûteux et fait de nouveau appel à des produits chimiques afin de traiter l’eau.
Au-delà des produits chimiques, l’eau usée remontant à la surface peut contenir des métaux lourds, tels que l’aluminium, l’antimoine, l’arsenic, cobalt, chrome, fer, plomb, nickel, molybdène, étain, vanadium, zinc, etc.
En cas de fuite, notamment via une fissure dans la cimentation des forages, ces produits chimiques peuvent s’infiltrer dans les nappes phréatiques souterraines. En effet, le tube d’extraction est normalement inséré dans un canal en béton (le «tubage») mais ce gainage peut présenter un défaut et conduire à la pollution des nappes phréatiques. Aux Etats-Unis, l’Environmental Protection Agency (EPA) a conduit des investigations sur le cas de pollution de l’eau au méthane à Pavillon, au Wyoming, et a conclu en 2009 que « l’exploitation des gaz de schistes n’était pas cohérente avec une politique d’approvisionnement en eau potable non filtrée [...] ».
Le 13 décembre dernier, le gouverneur de l’Etat de New York, David Paterson, a via un décret exécutif, interdit tout nouveau forage horizontal associé à la fracturation à grand volume jusqu’au 1er juillet, date de finalisation de l'étude d'impact en cours.
Le CO2…
Comparée au charbon ou au pétrole, la combustion de gaz naturel génère moins d’émissions de CO2. Mais selon une étude préliminaire faite par des chercheurs de l’Université de Cornell (New York) les multiples forages nécessaires à l’extraction du gaz de schiste produisent des émissions plus importantes que celles de l’exploitation pétrolière conventionnelle.
Au Texas, les activités d’extraction de gaz de schiste dans la région du Barnett Shale ont pour conséquence, si on ajoute les rejets des raffineries, l’équivalent des émissions du trafic automobile d’une ville de 725 000 habitants, selon l’administrateur de l’Agence de protection de l’environnement américaine en 2009.
Le coût…
Les coûts de production sont très élevés : entre 140 et 210$ par millier de mètre cube.
Pour obtenir les permis, Total s’est engagée à dépenser 37 800 000 euros sur cinq ans pour sa zone d’exploration. Schuepbach quant à elle, a promis d’investir sur trois ans 1 722 750 euros pour les 4414 km² du permis de Nant et 39 933 700 pour le permis de Villeneuve de Berg et ses 931 km².
Les gaz de schiste en France
Dans le sud de la France, les gaz de schistes forment un grand V, de Mende à Valence en passant par Montpellier. Les réserves étaient évaluées, par le ministère de l’énergie, à près de 2000 md de m3, en décembre 2010.
En France, Schuepbach / GDF, Total ont obtenu en mars 2010 trois permis d’exploration (respectivement les permis dits de « Nant » et de « Villeneuve de Berg », et de « Montélimar ») pour une superficie totale de 9 672 km², sur les départements de l’Ardèche, de la Drôme, de la Lozère, de l’Hérault, du Gard et du Vaucluse. Début novembre, Total a également déposé une nouvelle demande de permis sur une zone de 1.850 kilomètres carrés au nord du permis de Montélimar.
Concernant le permis de Total : la compagnie va mener un programme d’exploration en trois phases. La première, qui devrait durer deux ans, consistera à étudier à nouveau les données existantes dans la perspective d’exploiter du gaz non conventionnel. Si cette phase s’avère positive, Total procèdera à un forage vertical pour tester la roche-mère. Un forage horizontal pourrait avoir lieu en troisième phase afin d’évaluer la faisabilité technique et économique d’une exploitation potentielle. C’est ensuite que la compagnie déposera ou non une demande de concession, autrement dit d’exploitation.
Source : http://www.vivement-la-desintox.com/
