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Les fuites de méthane lors de la production peuvent annuler les avantages climatiques du gaz naturel.
Les échantillonnages de l’air révèlent de hautes émissions provenant des gisements de gaz. C’est ce que révèle un article publié dans la revue « Nature » le 9 février 2012 s’appuyant sur le rapport d’une étude réalisée par la NOAA (National Oceanic and Atmospheric Administration des USA) et l’Université du Colorado sur des panaches de pollution détectés au nord de Denver, au Colorado.
L’étude a été réalisée entre 2007 et 2012 et identifie les polluants : méthane, butane et propane, vérifiés par les empreintes chimiques, comme provenant d’émissions de gaz naturel du bassin Denver-Julesburg qui comprend plus de 20 000 de puits de gaz et de pétrole forés depuis les années 1970. Les gisements de production sont des sables ultra compacts (serrés – réservoirs non conventionnels) qui étaient et sont fracturés hydrauliquement.
Les fuites de méthanes atteignent en moyenne 4% de la production. Les données ont été recueillies à partir d’une tour de 300m située au nord de Denver dès 2007 et d’un appareil mobile à partir de 2008. Alors que les mesures ne font pas de distinction entre les émissions globales de production, les émissions de fracturation et la complétion du puits, elles montrent que les pertes totales de méthane de production sont de 2 à 3 fois les estimations de l’industrie et correspondent à une proportion de 2,3% à 7,7% de la production totale du champ de gaz, avec une valeur moyenne de 4%.
Ces valeurs sont légèrement supérieures à une étude de l’Université Cornell de 2011, avec des estimations de fuites de 2,2% à 3,8%, avec 1,9% provenant de la ventilation du gaz naturel au cours de la fracturation hydraulique, puis en plaçant un puits en réalisation. La ventilation du gaz naturel est effectuée pendant et après la fracturation hydraulique pour une période de 4 semaines ou plus avant que ce puits ne soit mis en production et raccordée à une canalisation. Bien que certaines de ces fuites soient identifiées comme provenant de réservoirs de stockage utilisés pour contenir des gaz de pétrole liquide avant l’expédition, une grande proportion provient du gaz naturel brut s’échappant de l’infrastructure.
Fig: Estimations des pertes du méthane dans les champs de gaz autours de Denver, Colorado, par l’industrie, à partir d’une tour et d’un laboratoire mobile.
La capture des émissions de gaz produites au cours de la fracturation de la mise en production ou de l’achèvement est possible, mais l’industrie du pétrole-gaz indique qu’elle est trop chère. Dès lors pour les industriels il est plus économique de laisser le gaz naturel s’échapper dans l’atmosphère !
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La communication des industriels remplace l’information.
Les valeurs de NOAA sont plus élevées que les estimations l’Agence Fédérale de Protection de l’Environnement (révisées à 2,8%), laquelle propose une nouvelle réglementation pour contrôler les émissions : Les groupes environnementaux veulent en renforcer les normes tandis que l’industrie pétrolière du gaz veut les réduire. L’Alliance du gaz naturel américain (American Natural Gas Alliance) affirme que de nombreux opérateurs ont amélioré leurs pratiques et ont réduit leurs émissions, volontairement ou en raison de la réglementation. (1) Cette alliance dit aussi que « l’étude de Denver est difficile à évaluer sur la base d’un examen préliminaire ». (2) Ces résultats posent question sur le «combustible fossile propre » présentés par l’industrie gazière non conventionnelle et indique la nécessité d’évaluer sérieusement les opérations de gaz à un niveau national aux Etats-Unis.
Dans une autre étude menée par Sergey Paltev (3), directeur adjoint de la recherche économique à la MIT Energy Initiative, celui-ci affirme que leurs recherches montrent que les émissions sont bien en dessous des valeurs de l’EPA de 2,8%, et se demande si les résultats du NOAA représente bien l’industrie
Commentaires:
(1) L’industrie tend maintenant vers l’amélioration des pratiques après 7 ans, (la fracturation hydraulique a commencé en 2003-2004) ce genre de pratiques n’étaient elles pas jugées nécessaires avant ? Qu’ont les industriels à répondre face aux réactions du public, aux enquêtes de l’EPA et d’autres institutions ?
(2) La déclaration « l’étude X est difficile à évaluer sur la base d’un examen préliminaire » est la réponse standard faite par des opérateurs de pétrole et gaz, un langage codé pour dire, « l’étude est en contradiction avec notre ordre du jour et nos intentions et nous n’avons pas trouvé de procédure avec nos avocats ou des experts rémunérés pour la discréditer ».
(3) Sergey Paltev est répertorié comme un chef un chercheur participant à la MIT Energy Initiative, fondé par BP, Shell et ENI (le géant italien de l’énergie), un co-auteur dans plusieurs études d’énergie fossiles carburants du MIT. Il est aussi co-président d’une étude interdisciplinaire de MIT « L’avenir du gaz naturel » (2011), principalement financée par le « American Clean Skies Initiative » (financée par la Chesapeake Energy Corporation, un partenaire avec le gaz de schiste de Total aux USA), et Agência Nacional de Hidrocarburos (Colombie), le Gas Technology Institute (GTI), Exelon (USA, fournisseur d’énergie nucléaire pour 93% de ces chiffres {avec 17 réacteurs}, 5% par le charbon, 1% hydroélectrique, 1% gaz et le pétrole <1%) et un donateur anonyme. En 2010, le MIT a été parrainé par l’industrie pour un total de 111 millions $.
Avec la collaboration d’Antony Watkins, Ingénieur, Geophysicien, ancien des pétroles.
STOP GAZ DE SCHISTE ! (Ni ici Ni Ailleurs) 