LES FLUIDES DE FRACTURATION ET L’IMPACT AU SOL
Les fluides de fracturation
Ces fluides sont composés en grande partie d’eau (90 %), de sable (9,5 %) et d’additifs chimiques (0,5 %).
« Jusqu’à 2000 tonnes de sable sont injectés pour maintenir les fractures ouvertes avec 10 000 à 20 000 m3 d’eau par puits pour ouvrir les fractures et transporter le sable », précise Bruno Courme, directeur de la filiale Total Gaz Shale Europe.
Les additifs chimiques ont, quant à eux, pour fonction d’éviter la formation de bactéries, de faciliter le transport du sable dans les fissures et de permettre au sable de rester en place lors du retrait de l’eau. Selon Bruno Courme, ces additifs peuvent être de la gomme de guar ou du carboxymethylcellulose (gélifiants) et des biocides. Cette composition est sujette à controverse et fait l’objet d’un prochain paragraphe.
L’emprise au sol
Pour exploiter les hydrocarbures non conventionnels et rentabiliser l’opération, les industriels forent de nombreux puits afin d’atteindre le gaz réparti aléatoirement dans la roche. La fracturation hydraulique nécessite des équipements importants : compresseur, capacité de stockage et de traitement du fluide de fracturation, bassins de rétention et de décantation, stockage du sable et des adjuvants, etc. La durée de ces opérations de forage est estimée à 6 mois. Elle peut varier en fonction du nombre de drains horizontaux installés et du nombre de fracturations réalisées.
Pendant la phase d’exploitation ou de production, il reste, à la surface, un dispositif pour protéger chaque tête de puits (100 m2 environ) ainsi qu’un réservoir de stockage.
Les expériences outre-Atlantique indiquent que la durée de vie d’un puits n’est pas très longue. La majorité du méthane est récupérée lors des cinq premières années de production. Dans les zones d’exploitation, il est possible de trouver un puits tous les 500 mètres. On en dénombrerait plus de 500 000 répartis sur 31 états américains.
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