par Philippe » 07 mai 2011, 14:19
Je sais que dans l’Alberta (Canada), les sociétés pétrolières utilisent de plus en plus le propane à la place de l’eau. Cela fait plusieurs années. Les avantages sont nombreux. Le propane est liquide à température ambiante, à faible pression (5 bars à 0°, 12 bars à 30°), ce qui en rend le transport et la manutention relativement faciles. Il est deux fois moins dense que l’eau, ce qui divise par près de deux le nombre de camions-citernes pour l’apporter (la limitation des camions est en poids, je crois que c’est 60 tonnes de poids total au Canada). Après injection dans un puits, on en récupère la quasi-totalité (je n’ai aucun doute sur le taux de récupération très élevé, probablement proche de 100%), puisqu’il passe en phase gazeuse à faible pression (lors de la décompression du puits après la fracturation). Au contraire, une bonne partie de l’eau, reste piégée par divers phénomènes, dont sa densité, qui la condamne à occuper tous les points bas du réseau de fractures. Le propane est inerte pour ce qui est de la corrosion, et peu propice à la vie bactérienne, sauf peut-être quelques bactéries anaérobies. Il ne déclenche pas de réactions parasites sur les minéraux du sous-sol comme les pyrites. Il permet donc d’éviter pas mal de produits chimiques. Le propane est un produit coûteux, et il y a donc un recyclage à organiser, mais il est assez simple : il suffit de recomprimer le gaz sortant du puits à 10-15 bars pour voir le propane retourner en phase liquide et pour le récupérer comme un liquide, le gaz du puits restant, lui, en phase gazeuse.
Le seul problème que je vois est la viscosité. Le propane liquide a une viscosité très basse. Or, on a besoin de viscosité pour une mise en place harmonieuse des agents de soutènement (des grains de sable). La viscosité du « gel » de fracturation permet de ralentir la chute des solides, et de les faire descendre à la même vitesse que les liquides (en cas de viscosité insuffisante, les grains de sable tombent plus vite que les liquides, et causent du « bourrage » en fond de puits ; le résultat est que les grains de sable ne vont pas là où on voudrait les faire aller). Je ne sais pas comment la société GasFrac résout cette question de viscosité.
Le propane dont il s’agit est exactement le même que celui que l’on achète en bouteilles, ou que l’on se fait livrer, en vrac, pour le chauffage. Lui et son grand frère, le butane, constituent ce que l’on appelle des gaz de pétrole liquéfiés (GPL, en américain liquefied petroleum gases, LPGs) qui sont aussi utilisés pour mouvoir certains véhicules à moteur thermique.
Ce nouveau procédé ne tombe pas particulièrement à pic, à part peut-être en France en mai 2011. La profession pétrolière est consciente de l’impact environnemental de ses activités, à commencer par l’impact sur la ressource en eau. Elle travaille en permanence à le réduire. Il n’est peut-être pas inutile de rappeler que, dans les anciens temps, les inhibiteurs de corrosion utilisés en forage (de puits verticaux ordinaires, non fracturés) étaient à base d’arsenic. Les molécules organiques comme le N,N-diméthylformamide sont tombées à pic pour permettre la poursuite des forages pétroliers (et donc pour continuer à fournir de l’essence aux automobilistes) quand on s’est aperçu que l’arsenic n’était pas aussi anodin que ça. Plus anciennement encore, en Pennsylvanie vers 1870, on utilisait de la nitroglycérine pour « stimuler » les puits. La dynamite est tombée à pic pour éviter un nombre excessif de membres éparpillés « façon puzzle ». La fracturation hydraulique est ensuite tombée à pic pour remplacer la dynamite. On pourrait continuer longtemps sur les améliorations techniques qui sont tombées à pic.
Je sais que dans l’Alberta (Canada), les sociétés pétrolières utilisent de plus en plus le propane à la place de l’eau. Cela fait plusieurs années. Les avantages sont nombreux. Le propane est liquide à température ambiante, à faible pression (5 bars à 0°, 12 bars à 30°), ce qui en rend le transport et la manutention relativement faciles. Il est deux fois moins dense que l’eau, ce qui divise par près de deux le nombre de camions-citernes pour l’apporter (la limitation des camions est en poids, je crois que c’est 60 tonnes de poids total au Canada). Après injection dans un puits, on en récupère la quasi-totalité (je n’ai aucun doute sur le taux de récupération très élevé, probablement proche de 100%), puisqu’il passe en phase gazeuse à faible pression (lors de la décompression du puits après la fracturation). Au contraire, une bonne partie de l’eau, reste piégée par divers phénomènes, dont sa densité, qui la condamne à occuper tous les points bas du réseau de fractures. Le propane est inerte pour ce qui est de la corrosion, et peu propice à la vie bactérienne, sauf peut-être quelques bactéries anaérobies. Il ne déclenche pas de réactions parasites sur les minéraux du sous-sol comme les pyrites. Il permet donc d’éviter pas mal de produits chimiques. Le propane est un produit coûteux, et il y a donc un recyclage à organiser, mais il est assez simple : il suffit de recomprimer le gaz sortant du puits à 10-15 bars pour voir le propane retourner en phase liquide et pour le récupérer comme un liquide, le gaz du puits restant, lui, en phase gazeuse.
Le seul problème que je vois est la viscosité. Le propane liquide a une viscosité très basse. Or, on a besoin de viscosité pour une mise en place harmonieuse des agents de soutènement (des grains de sable). La viscosité du « gel » de fracturation permet de ralentir la chute des solides, et de les faire descendre à la même vitesse que les liquides (en cas de viscosité insuffisante, les grains de sable tombent plus vite que les liquides, et causent du « bourrage » en fond de puits ; le résultat est que les grains de sable ne vont pas là où on voudrait les faire aller). Je ne sais pas comment la société GasFrac résout cette question de viscosité.
Le propane dont il s’agit est exactement le même que celui que l’on achète en bouteilles, ou que l’on se fait livrer, en vrac, pour le chauffage. Lui et son grand frère, le butane, constituent ce que l’on appelle des gaz de pétrole liquéfiés (GPL, en américain liquefied petroleum gases, LPGs) qui sont aussi utilisés pour mouvoir certains véhicules à moteur thermique.
Ce nouveau procédé ne tombe pas particulièrement à pic, à part peut-être en France en mai 2011. La profession pétrolière est consciente de l’impact environnemental de ses activités, à commencer par l’impact sur la ressource en eau. Elle travaille en permanence à le réduire. Il n’est peut-être pas inutile de rappeler que, dans les anciens temps, les inhibiteurs de corrosion utilisés en forage (de puits verticaux ordinaires, non fracturés) étaient à base d’arsenic. Les molécules organiques comme le N,N-diméthylformamide sont tombées à pic pour permettre la poursuite des forages pétroliers (et donc pour continuer à fournir de l’essence aux automobilistes) quand on s’est aperçu que l’arsenic n’était pas aussi anodin que ça. Plus anciennement encore, en Pennsylvanie vers 1870, on utilisait de la nitroglycérine pour « stimuler » les puits. La dynamite est tombée à pic pour éviter un nombre excessif de membres éparpillés « façon puzzle ». La fracturation hydraulique est ensuite tombée à pic pour remplacer la dynamite. On pourrait continuer longtemps sur les améliorations techniques qui sont tombées à pic.