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(!) Info minute – Revue de Presse

Les habitants de Pennsylvanie résidant dans les comtés à forte densité de puits d’exploitation d’hydrocarbures dits de schiste font face à un risque plus élevé d’être admis à l’hôpital suite à des affections causées par l’impact du processus d’exploitation des hydrocarbures non conventionnels. C’est ce que met en lumière une étude de l’université de médecine de Pennsylvanie.

Boom des pétrole et gaz de schiste rime avec boom des hospitalisations

Suite au boom des pétrole et gaz de schiste, les hospitalisations pour maladies cardiaques, neurologiques et autres sont plus élevés chez les personnes vivant près des forages de pétrole et de gaz non conventionnel, selon une nouvelle étude de l’Université de Pennsylvanie et l’Université Columbia publiée cette semaine dans la revue scientifique PLOS ONE. Aux États-Unis, au cours des dix dernières années la fracturation hydraulique a connu une augmentation fulgurante. Causé par l’explosion du nombre de forages de puits, son potentiel de pollution de l’air et de l’eau constitue une menace pour la santé publique et une préoccupation pour les riverains.

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Fig 1. Pennsylvanie Les puits actifs au fil du temps. Les puits actifs dans les comtés de Bradford et Susquehanna ont fortement augmenté de 2007 à 2011. Les puits sont représentés par des points de couleur. De 2007 à 2011, le comté de Wayne n’avait lui pas de puits en activité.

Pour répondre à cette question, des chercheurs de deux centres de recherche en santé environnementale de l’Institut national des sciences de la santé environnementale le Centre d’excellence en toxicologie environnementale de l’université de médecine de Perelman et le Centre pour la santé environnementale de Manhattan Nord à l’École de santé publique de Mailman (Université de Columbia), ont examiné le lien entre la densité de forages de puits et l’utilisation des soins de santé en triant les usagers par code postal entre les années 2007 et 2011 dans trois comtés du nord-est de Pennsylvanie.

Ayant recours à des bases de données documentant plus de 198 000 hospitalisations (pouvant comprendre plusieurs hospitalisations pour une même personne), l’équipe a examiné les 25 catégories médicales spécifiques pour les hospitalisations, telles de définies par le Conseil de santé de Pennsylvanie. Ils ont associé à ces catégories la proximité des résidents avec des puits en activité. Deux des comtés – Bradford et Susquehanna – ont connu une augmentation significative de l’activité de forage au cours de cette période de temps, tandis que le comté « témoins » celui de Wayne, n’a connu aucune activité de forage en raison d’une interdiction de forage liée à sa proximité avec le bassin de la rivière Delaware.

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Figure 2. Production de gaz (histogramme) Nombre de puits (cercles) de 2007 à 2011.

Les résidents exposés à de nombreuses substances toxiques

L’auteur principal de l’étude, M. Reynold Panettieri, Jr., professeur de médecine et directeur adjoint du Centre d’excellence en toxicologie environnementale explique : «Cette étude analyse la réaction collective des résidents –sériés par code postal- face à la fracturation hydraulique dans les comtés ayant des densités de puits élevées. A ce stade, nous soupçonnons que les résidents sont exposés à de nombreuses substances toxiques, au bruit et à des facteurs de stress en raison des opérations de forage et de fracturation hydraulique près de leur domicile, ce qui peut contribuer à l’augmentation du nombre d’hospitalisations. Cette étude représente l’une des plus complètes à ce jour qui lie les effets de l’industrie du « fracking » sur la santé ».

Cependant, les auteurs indiquent qu’une étude plus approfondie est nécessaire afin de déterminer comment les substances toxiques, ou des combinaisons individuelles spécifiques peuvent augmenter les taux d’hospitalisation. Le Pr Panetteieri détaille : « Par exemple, l’augmentation des hospitalisations en cardiologie pourrait être liée à une exposition accrue à la pollution de l’air causée par les gaz d’échappement diesel et les rejets de particules fines; Toutefois, cela nécessiterait des études de suivi individualisé pour mesurer l’exposition à des substances toxiques spécifiques. Nos résultats fournissent des indices importants justifiant de concevoir des études épidémiologiques lesquelles permettraient d’associer les expositions à des produits toxiques spécifiques à des problèmes de santé spécifiques».

Le coût de l’exploitation des gaz de schiste et le coût sanitaire

Leurs résultats ont révélé que la proportion de la population hospitalisée pour des raisons cardiologiques et neurologiques était significativement plus élevée dans les zones proches des puits en activité. Les hospitalisations pour affections de la peau, le cancer et les problèmes urologiques ont été également associés à la proximité des habitations à des puits en activité.

L’équipe a constaté que pour les 18 des codes postaux présentant une densité de puits supérieure à 0,79 puits par kilomètre carré, les résidents vivant dans ces zones présentaient un risque accru -augmentant de 27% par an- d’être hospitalisé pour raison cardiaque.

Pour ses auteurs, bien que l’étude ne prouve pas que l’exploitation des hydrocarbures par le fracking provoque effectivement ces problèmes de santé, l’augmentation des hospitalisations observée sur ce laps de temps relativement court suggère que les soins de santé liés à la fracturation hydraulique doivent être pris en compte dans le calcul du coût de l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels.

Sources: Eurakalert.org  PLOS ONE

(!) Info minute – Revue de Presse

Comme le rapporte Multinationale.org, EDF, l’entreprise publique d’électricité française, exploite discrètement des puits de gaz de schiste aux États-Unis. Aussi invraisemblable que cela puisse paraître, il s’agit là d’un scénario bien réel. Alors qu’elle appartient à un État qui a interdit la fracturation hydraulique sur son propre territoire en raison des risques environnementaux, EDF a décidé d’adopter une politique exactement inverse, en achetant des puits de gaz de schiste en Pennsylvanie et au Texas. Et pas qu’un peu!

EDF et le gaz de schiste : quésaco?

D’après l’article de Multinationale.org qui a mené l’enquête, tout part d’une filiale d’EDF opérant loin des regards du grand public. Il s’agit d’EDF Trading. Celle-ci regroupe les activités de négoce du groupe et emploie environ de millier de personnes, principalement à Londres, où elle a son siège, et aux États-Unis. Comme beaucoup d’autres activités d’EDF hors de France, elle reste mal connue dans notre pays, et le gouvernement français semble ne s’y intéresser que lorsqu’il est temps d’encaisser les dividendes reversés à la maison mère. EDF Trading est chargée de l’achat et de la vente de charbon, de pétrole, de gaz et d’électricité pour le compte du groupe EDF, dont elle est filiale à 100%, ainsi que du négoce des crédits carbone.

Quand EDF se réinvente en pétrolier texan…
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Pour optimiser ses activités de négoce, EDF Trading a été amenée à acquérir des infrastructures de transport et de stockage de charbon, de gaz et d’autres matières premières. Et désormais, elle a choisi d’acquérir et opérer directement ses propres opérations d’extraction de gaz. Pour ce faire, EDF Trading a créé une sous-filiale dédiée, EDF Trading Resources (ou EDFTR), dont le siège social est à Austin au Texas, et qui se présente comme une « compagnie indépendante d’exploration et de production de pétrole et de gaz naturel » ! Elle est dirigée par une petite équipe de cadres issus du milieu pétrolier texan. EDFTR ne possède en fait que deux zones d’opérations, l’une dans l’Est du Texas (environ 500 puits sur 120 kilomètres carrés), l’autre en Pennsylvanie, dans le comté de Greene, qui correspond à la formation de gaz de schiste de Marcellus (sur 80 kilomètres carré).

… et fait de la fracturation hydraulique en Pennsylvanie
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Dans son « Rapport développement durable 2014 » [qui a été retiré de son site web depuis la publication de l’article de Multinationale.org], EDF reconnaît recourir à la fracturation hydraulique en Pennsylvanie. « Le premier forage est prévu fin 2014-début 2015. Le projet est en phase de développement (préparation pour le premier forage et acquisition de droits fonciers) », précise le rapport (de manière quelque peu anachronique puisque ce document a été publié début juin 2015). Le site web d’EDF Trading Resources évoque quant à lui 45 puits en Pennsylvanie.

L’Est du Texas est lui aussi une zone d’exploitation de gaz de schiste (formation de Haynesville), mais EDF ne dit pas explicitement dans ce cas si elle y recourt ou non à la fracturation hydraulique. Ces puits ont été achetées à la firme canadienne Encana en 2012. Et d’autres investissements pourraient être sur les rails puisqu’EDF Trading a également signé en 2013 un protocole d’accord avec l’entreprise énergétique indienne GAIL pour rechercher conjointement des concessions de gaz de schiste à acquérir aux États-Unis.

Une activité controversée

EDF assure que ses forages par fracturation hydraulique seront développés « selon les plus hauts standards industriels ». Mais pour ses opérations en Pennsylvanie, il a choisi un partenaire qui n’a rien de rassurant : Alpha Natural Resources, une entreprise spécialisée non dans le gaz de schiste, mais dans le charbon.  Alpha Natural Resources a écopé en 2014 d’une amende record de 227,5 millions de dollars, la plus importante jamais infligée dans le secteur du charbon par l’Agence fédérale de protection de l’environnement (EPA). En cause, le déversement illégal de millions de litres de déchets toxiques dans les cours d’eau de Virginie occidentale. Ce qui n’augure pas forcément bien de l’impact environnemental des forages d’EDF en Pennsylvanie. 

La France, propriétaire d’EDF, a pourtant interdit la fracturation hydraulique en 2011

La France, propriétaire d’EDF, a pourtant interdit la fracturation hydraulique en 2011 et, pour l’instant, le gouvernement tient bon face aux pressions des lobbies industriels qui souhaitent revenir sur cette mesure. À l’époque où il était PDG de l’entreprise, Henri Proglio est même réputé avoir fait pression contre l’exploitation du gaz de schiste en Europe, au contraire de la plupart de ses homologues des grands groupes énergétiques du continent, apparemment parce qu’il en craignait la concurrence vis-à-vis du nucléaire. EDF est aussi ostensiblement absente du « Centre hydrocarbures non conventionnels », le lobby récemment créé par les grands groupes du CAC40 pour promouvoir la cause des gaz et pétroles de schiste en France. Suite et plus d’information sur multinationale.org.

Ne pas confondre EDF Electricité de France avec EDF Environmental Defense Fund société qui n’est pas non plus opposée à l’exploitation du gaz de schiste.

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Traduction par nos soins de l’article publié par le Baltimore Sun le 9 avril 2015

Une nouvelle étude conduite par des chercheurs de l’université américaine Johns Hopkins lie les niveaux élevés de radon radioactif trouvé dans les maisons de Pennsylvanie à la vague de forages de puits de gaz de schiste par fracturation hydraulique.

Dans un article publié en ligne jeudi dans Environmental Health Perspectives, des chercheurs de l’École Bloomberg de santé publique de l’université Johns Hopkins ont indiqué que les niveaux de radon dans les maisons Pennsylvanie sont en hausse depuis 2004, les plus fortes hausses ayant été enregistrées dans les comtés où ont été forés la plupart des puits.

Brian S. Schwartz, professeur en santé environnementale et directeur de l’étude, considère les résultats comme inquiétants: « Nous avons trouvé des choses qui effectivement ne nous rassurent pas du tout par rapport à ce que nous pensions trouver lorsque nous avons démarré notre étude».

La Pennsylvanie a déjà des niveaux relativement élevés de radon, un gaz inodore et incolore. Produit par la désintégration de l’uranium, un minerai radioactif dans laradon plupart des sols, le gaz s’infiltre dans les maisons et les bâtiments, et peut atteindre des niveaux dangereux dans les endroits mal ventilés. L’exposition à long terme au radon[1] peut augmenter les chances d’avoir un cancer. Aux États-Unis, les responsables fédéraux de la santé disent que le radon est la deuxième cause du cancer du poumon, après le tabagisme.

En travaillant avec le réseau de santé de Pennsylvanie Geisinger Health System, les chercheurs ont analysé plus de 860 000 mesures domestiques de radon recueillies par le département de protection environnementale de Pennsylvanie entre 1989 et 2013. Ils ont confronté ces analyses de gaz à une variété d’éléments, y compris des données géologiques locales, le niveau de richesse des ménages, des données météorologiques.

L’étude a révélé que pour les bâtiments pour lesquels l’alimentation en eau provient de puits domestiques, les niveaux de radons étaient plus importants que dans ceux alimentés par le réseau municipal. Ils ont également découvert que les mesures faites en été au premier étage de bâtiments situés relativement près de puits de gaz fracturés, ont tendance à être plus élevées en radon que dans les bâtiments qui en sont éloignés.

Bien qu’il puisse y avoir d’autres explications, M. Schwartz indique que les résultats semblent être liés aux plus de 7000 puits de gaz de schiste fracturés dans l’État de Pennsylvanie au cours de la dernière décennie. Le processus de fracturation hydraulique consiste à pomper de grandes quantités d’eau, de sable et de produits chimiques dans le sol, une certaines partie de ces produits remontant ensuite en Etude lie haut niveau de radon a la fracturation hydraulique stop gaz de schistesurface avec le gaz.

Les chercheurs indiquent par ailleurs que le bassin de schiste de Marcellus est connu pour contenir de l’uranium, et qu’ainsi l’eau de reflux de la fracturation et les déchets de forage peuvent contenir des niveaux élevés de radium, qui peuvent produire du radon. Ils suggèrent également que le radon peut pénétrer dans les bâtiments par le gaz naturel utilisé pour le chauffage et la cuisine.

L’État de Pennsylvanie a récemment publié sa propre étude, estimant que les risques liés à l’exposition aux rayonnements générés par les opérations de fracturation, étaient faibles, que ça soit pour les équipes de forage ou la population.

Mais pour M. Schwartz l’étude menée par l’État de Pennsylvanie se base sur un échantillonnage de mesures de radon effectuées autour de trois douzaines de puits. Pour lui l’étude d’Hopkins fournit un meilleur aperçu de l’exposition potentielle puisqu’elle s’est faite sur la base de centaines de milliers de lectures d’échantillons à travers l’État.

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[1] Le radon, lire par exemple ce qu’on en dit sur wikipedia http://fr.wikipedia.org/wiki/Radon

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D’après info AFP -Washington – Les puits de pétrole et de gaz naturel abandonnés pourraient représenter une partie importante des émissions non prises en compte de méthane dans l’atmosphère aux États-Unis, un puissant gaz à effet de serre, selon une recherche effectuée en Pennsylvanie.

Des études précédentes ont estimé à environ trois millions le nombre de ces puits qui ne sont plus exploités sur l’ensemble du territoire américain. Ceux-ci puits orphelinspourraient représenter la deuxième plus importante source d’émissions de méthane du pays, des émissions jusqu’ici non comptabilisées par l’Agence américaine de protection de l’environnement (EPA).

Pour cette dernière recherche, les scientifiques dont Mary Kang, de l’Université de Princeton (New Jersey, est), ont effectué plusieurs dizaines de mesures directes des flux de méthane de 19 puits de pétrole et de gaz abandonnés en Pennsylvanie situés dans différents environnements (forestiers, marécageux, prairies et près de rivières) en juillet, août et octobre 2013 et en janvier 2014.

Les chercheurs ont constaté que tous ces puits émettaient du méthane, dont trois à des taux très élevés, trois fois plus importants que la moyenne de la totalité des puits où les émissions ont été mesurées.

En partant de l’hypothèse que les résultats de cette étude sont représentatifs de la situation de l’État, ces chercheurs estiment que les puits de brut et de gaz abandonnés pourraient compter pour 4 à 7% de toutes les sources de méthane résultant des activités humaines en Pennsylvanie (est).

Ces résultats suggèrent que l’on devrait sérieusement envisager de quantifier le méthane s’échappant des puits abandonnés surpuits l’ensemble des États-Unis car ce phénomène est peu connu, préconisent les auteurs dont les travaux paraissent dans les Comptes-rendus de l’académie des sciences (PNAS).

De plus, ces scientifiques relèvent que les puits examinés en Pennsylvanie datent au moins de 50 ans, ce qui laisse penser que ces émissions de méthane se produisent depuis de nombreuses décennies, peut-être même plus d’un siècle.

Ainsi, les flux cumulés de méthane provenant de ces vieux puits pourraient être beaucoup plus importants que les émissions liées aux fuites qui se produisent dans la production de pétrole et de gaz.

Avec la poursuite à un rythme élevé de l’accroissement de l’exploitation pétrolière et gazière aux États-Unis et dans le reste du monde, le nombre de puits abandonnés va continuer à augmenter, notent ces scientifiques.

Un meilleur recensement des émissions de méthane provenant des puits abandonnés permettra une meilleure compréhension de leur impact sur l’environnement ainsi que l’élaboration et la mise en œuvre de stratégies et de politiques efficaces pour le minimiser.

Nous ajoutons que:

  • d’autres études (lien ici) démontrent qu’il existe un volume très important de fuites non contrôlées de méthane dans l’exploitation des gaz de schiste.
  • la multiplication des forages nécessaires pour l’exploitation des gaz des schiste ainsi que leur abandon rapide -puisque la rentabilité est atteinte beaucoup plus rapidement de pour les réservoirs conventionnels- est un facteur de risque supplémentaire très élevé dans les pays exploitant le gaz de schiste.
  • Faute de solutions techniques économiquement rentables, les pratiques dans l’exploitation du pétrole de schiste en Amérique du Nord consistent à brûler le méthane (torchage voir les conclusions ici)

► La publication en anglais relative à cette étude est accessible ici (Document pdf de 131 pages)

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(!) Info minute – Revue de Presse

Les États-Unis misent sur des décennies abondantes en gaz naturel pour alimenter la reprise économique. Ce n’est peut-être qu’un vœu pieux. Après l’étude publiée par J. David Hugues du Post Carbon Institute dont nous rendions compte ici, c’est au tour de la revue Nature de s’interroger sur les prévisions publiées par les organismes d’État, les cabinets conseils et de les opposer à celles effectuées par une équipe pluridisciplinaire de l’Université du Texas à Austin. Le gaz abondant pendant des décennies est très probablement une chimère qui ne fait qu’alimenter la spéculation. Dans ce qui suit, seules les questions de prévisions sont examinées. Il ne s’agit pas ici d’évoquer les conséquences désastreuses de l’exploitation des gaz et pétrole de schiste.

Cet article est adapté d’une traduction par nos soins de l’article de Mason Inman publié le 03.12.2014 sur le site de la revue Nature.

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Jim Lo Scalzo/EPA/Alamy – Tour de forage pour l’exploitation de gaz de schiste par fracturation hydraulique en Pennsylvanie.

Lorsque le président américain Barack Obama parle de l’avenir, il prévoit une économie américaine florissante alimentée dans une large mesure par de vastes quantités de gaz naturel produites par les puits forés sur le sol des Etats-Unis : «En Amérique, nous disposons de quantités de gaz pouvant assurer un approvisionnement pour près de 100 ans» déclarait-il dans son discours sur l’État de l’Union en 2012.

La déclaration d’Obama reflète un optimisme qui imprègne les États-Unis. Et ce, parce que le développement de la fracturation hydraulique a permis de produire à un prix relativement bas du gaz naturel extrait de la roche compacte connue sous le nom de « schiste ». Dans tout le pays, des termes tels que «révolution du schiste» et «abondance énergétique» résonnent dans les conseils d’administration.

Les entreprises misent gros sur les prévisions de gaz naturel abondant et pas cher. Au cours des 20 prochaines années, l’industrie et les producteurs d’électricité des États-Unis devraient investir des centaines de milliards de dollars dans de nouvelles usines qui comptent sur le gaz naturel. Et des milliards de dollars de plus affluent dans la construction d’installations d’exportation qui permettront aux États-Unis d’acheminer le gaz naturel liquéfié vers l’Europe, l’Asie et l’Amérique du Sud.

Or tous ces investissements sont basés sur l’hypothèse que la production de gaz des États-Unis va croitre pendant des décennies, en droite ligne avec les prévisions officielles de l’EIA (Agence américaine de l’énergie). Adam Sieminski, le directeur de l’agence déclarait l’année dernière: « Pour ce qui concerne le gaz naturel, à l’EIA nous n’avons absolument aucun doute que la production puisse continuer à croître continuellement jusqu’en 2040. »

Avec les entreprises qui tentent d’extraire le gaz de schiste en quantités importantes, aussi vite que possible et pour l’exportation, «nous assurons nous-mêmes la mise en place d’un fiasco majeur».

Mais un examen attentif des hypothèses soutenant de telles prévisions de croissance suggère qu’elles peuvent être trop optimistes, en partie parce que les prévisions du gouvernement s’appuient sur des études globales basées sur les grands gisements de schiste. A présent, les chercheurs font des analyses beaucoup plus fines de ces gisements et produisent des prévisions plus conservatrices. Ils calculent que ces grands gisements de schiste disposent de relativement peu de sites où il sera rentable d’extraire le gaz.

Pour Tad Patzek, chef du département pétrole, ingénierie et géo systèmes de l’Université du Texas à Austin, et membre de l’équipe qui effectue ses analyses approfondies, ces résultats sont de «mauvaises nouvelles». Avec les entreprises qui tentent d’extraire le gaz de schiste en quantités importantes, aussi vite que possible et pour l’exportation, «nous assurons nous-mêmes la mise en place d’un fiasco majeur».

Et cela pourrait avoir des répercussions bien au-delà des États-Unis. Si la production de gaz naturel des États-Unis tombe, les projets d’exportation de grandes quantités pourraient s’évaporer. Et les pays qui espèrent développer l’exploitation de leurs propres gisements de gaz de schiste pourraient bien changer leur fusil d’épaule. Pour Paul Stevens, économiste de Chatham House, un think tank basé à Londres « si on anticipe que tout cela va finir dans les larmes aux États-Unis, cela va certainement avoir un impact sur l’enthousiasme dans différentes parties du monde».

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Source: EIA/Univ. Texas/Goldman Sachs/Wood Mackenzie/Navigant

L’idée selon laquelle le gaz naturel sera abondant est un net changement des perspectives les plus pessimistes qui prévalaient jusqu’il y a environ cinq ans. Tout au long des années 1990, la production américaine de gaz naturel a plafonné en plateau. Avec le gaz qui alimente un quart des besoins énergétiques des États-Unis, l’idée selon laquelle l’approvisionnement domestique diminuerait et que le pays deviendrait dépendant des importations prévalait. Jusqu’en 2008, l’EIA, qui recueille des données sur l’énergie et fournit une perspective à long terme de l’énergie aux États-Unis, prévoyait que la production américaine de gaz naturel resterait très stable pour les prochaines décennies.

Puis le boom du schiste a pris tout le monde de court. Il s’est développé par la mise en œuvre de la fracturation hydraulique, dont la technologie existait depuis des décennies – mais était considérée comme trop coûteuse lorsque les prix du gaz étaient faibles. Toutefois, dans les années 2000, les prix ont atteint un niveau suffisamment élevé pour inciter davantage d’entreprises à fracturer les formations de schiste. En combinant cette technologie à de nouvelles techniques de forage de longs puits horizontaux, les États-Unis ont poussé la production de gaz naturel à un niveau tel que le pays a retrouvé le rang qu’il avait déjà occupé quelques décennies auparavant à savoir celui de premier producteur mondial de gaz naturel.

Un riche sous-sol

Une grande partie de ce succès vient du gisement de schiste dit gisement de Marcellus, qui s’étend à travers la Virginie de l’Ouest, la Pennsylvanie et New York. A travers des collines couvertes de forêts denses, les entreprises ont investi dans plus de 8000 puits sur plusieurs années, et poursuivent leurs forages au rythme de 100 de plus chaque mois. Chaque puits se développe verticalement sur environ deux kilomètres de profondeur avant de bifurquer à l’horizontale et de serpenter sur plus d’un kilomètre à travers le schiste. Le gisement de Marcellus fournit désormais 385 millions de mètres cubes de gaz par jour, ce qui est plus que suffisant pour fournir la moitié du gaz brûlé dans les centrales américaines.

Une partie importante du reste de la production de gaz des États-Unis provient de trois bassins de schiste – celui de Barnett au Texas, le Fayetteville dans l’Arkansas et l’Haynesville, qui chevauche la frontière entre la Louisiane et le Texas. Ensemble, ces «quatre grandes» formations géologiques rasseblent plus de 30 000 puits et comptent pour les deux tiers de la production actuelle de gaz de schiste américain.

L’EIA – comme presque tous les autres organismes effectuant des prévisions – n’a pas vu venir le boom et a constamment sous-estimé la quantité de gaz qui proviendrait du schiste. Mais alors que le boom se développait, l’Agence a  revu très nettement à la hausse ses prévisions à long terme pour le gaz de schiste. Dans ses Perspectives Annuelles de l’Energie de 2014 (Annual Energy Outlook 2014), le «scénario de référence » – basée sur une perspective d’augmentation graduelle des prix du gaz, lesquels resteraient toutefois relativement faibles – montre une production américaine croissante jusqu’en 2040, tirée par de fortes augmentations dans le gaz de schiste.

L’EIA n’a pas publié ses projections réalisées pour chacun des différents gisements de gaz de schiste, mais elle a permis à la revue Nature d’y accéder. Dans les dernières prévisions de référence, la production des quatre grands gisements devrait continuer à augmenter rapidement jusqu’en 2020, puis se stabiliserait en plateau pendant au moins 20 ans. Les autres gisements de gaz de schiste permettraient de prolonger le boom jusqu’en 2040 (voir plus haut le schéma «bataille des prévisions»).

Les analystes de l’industrie pétrolière créent leurs propres prévisions de production de gaz de schiste qui tombent généralement dans les mêmes proportions que l’évaluation de l’Agence de l’Energie Américaine (EIA). A ce titre, l’économiste Guy Caruso du Centre d’études stratégiques et internationales de Washington DC, et qui est un ancien directeur de l’Agence déclare : « Les perspectives de l’EIA sont assez proches du consensus ». Cependant, ces consultants ne mettent que rarement à disposition les détails de leurs prévisions. « Il est donc difficile d’évaluer et de discuter de leurs hypothèses et méthodes», soutient Ruud Weijermars, un géologue à la Texas A&M University à College Station. Les études de l’industrie et des cabinets de conseil sont «entièrement différente de celles faisant l’objet d’une revue par les pairs (peer-review) dans le domaine », ajoute-t-il.

Pour fournir des prévisions rigoureuses et transparentes de la production gaz de schiste, une équipe d’une douzaine de géologues, d’ingénieurs pétroliers et d’économistes de l’Université du Texas à Austin a passé plus de trois ans à effectuer un revue systématique de l’ensemble des études des principaux gisements de schiste. La recherche a été financée par un don de 1,5 million de dollars de subvention de la Fondation Alfred P. Sloan à New York, et les résultats ont été publiés progressivement dans des revues académiques1 2 3 4 5 ainsi que dans des présentations lors de conférences. Ce travail est celui qui fait le « plus autorité » dans ce domaine jusqu’à présent, déclare Weijermars.

Si les prix du gaz naturel devaient suivre le scénario produit par l’EIA dans son rapport annuel 2014, l’équipe du Texas prévoit que la production des quatre grands gisements culminerait en 2020, puis déclinerait. En 2030, ces gisements produiraient alors seulement environ la moitié de ce que prévoit l’EIA. Même les scénarios les plus conservateurs de l’Agence semblent être plus élevés que les prévisions de l’équipe du Texas. « De toute évidence, elles ne sont pas vraiment en accord avec les résultats de l’EIA » ajoute Patzek.

L’équipe du Texas, en revanche, divise chaque gisement en blocs d’un mile carré (2,6 kilomètres carrés) – une résolution au moins 20 fois plus fine que celle de l’EIA.

La principale différence entre les prévisions de l’université texane et l’EIA peut venir du niveau de précision dans les recherches effectuées lors de chacune des évaluations. L’EIA décompose chaque gisement de schiste par comté, et calcule une productivité moyenne des puits de cette zone. Mais les comtés couvrent souvent plus de 1000 kilomètres carrés, une superficie assez grande pour contenir des milliers de puits horizontaux fracturés. L’équipe du Texas, en revanche, divise chaque gisement en blocs d’un mile carré (2,6 kilomètres carrés) – une résolution au moins 20 fois plus fine que celle de l’EIA.

Le niveau de résolution est important car pour chaque gisement, il existe des zones plus faciles [the sweet spots] qui produisent beaucoup de gaz, et de vastes zones où les puits sont moins productifs. Les entreprises essayant de cibler d’abord les zones les plus faciles [sweet spots], les puits forés dans l’avenir risquent d’être moins productifs que ceux actuellement en production. Le modèle de l’EIA jusqu’à présent a supposé que les futurs puits seraient au moins aussi productifs que les puits en production ces dernières années dans le même comté. Mais pour M. Patzek cette approche «conduit à des résultats beaucoup trop optimistes».

La haute résolution des études du Texas permet à leur modèle de distinguer les zones faciles [sweet spots] des zones marginales. En conséquence, indique Scott Tinker, géologue de l’Université du Texas à Austin et co-responsable de l’étude, « nous avons été en mesure de dire, mieux que dans le passé, à quoi ressemblerait un futur puits ».

Les études du Texas et de l’EIA diffèrent également dans leur façon d’estimer le nombre total de puits pouvant être économiquement rentables à forer dans chaque gisement. L’EIA n’indique pas explicitement ce nombre, mais son analyse semble exiger plus de puits que l’évaluation du Texas, laquelle exclut les zones où les forages seraient difficiles, comme sous les lacs ou les grandes villes. Ces caractéristiques du modèle ont été choisies pour coller à la réalité des pratiques, indique Tinker. Elles sont basées sur la longue expérience des membres de l’équipe dans l’industrie du pétrole.

Alternative Futures

Les prévisions plus basses du Texas sont comparables à quelques autres études indépendantes qui utilisent des méthodes plus simples. Des études menées par Weijermars6 , ainsi que Mark Kaiser7 de l’Université d’État de Louisiane à Baton Rouge et du géologue David Hughes8 (à la retraite Commission géologique du Canada), suggèrent qu’une augmentation de la production, comme dans les prévisions de l’EIA, exigerait une augmentation significative et soutenue des forages dans les 25 prochaines années, ce qui ne peut pas être rentable.

Certains initiés de l’industrie sont impressionnés par l’évaluation effectuée par l’équipe du Texas. Richard Nehring, un analyste du pétrole et du gaz au Nehring Associates à Colorado Springs, qui gère une base de données des champs de pétrole et de gaz largement utilisée, dit que l’approche de l’équipe Texane correspond à ce qui doit être fait pour effectuer l’évaluation des ressources non conventionnelles.

«Nous mettons nous-mêmes en place un fiasco majeur »

Patzek et les autres ne souhaitent pas être trop durs avec l’EIA. Pour eux l’Agence fait «pour le mieux avec les ressources dont elle dispose et les délais qu’on lui impose». Son budget 2014 – qui couvre la collecte de données et la prévision pour tous les types d’énergie – s’élève à seulement $ 117 000 000, soit le coût du forage d’une douzaine de puits dans le schiste de Haynesville. L’EIA est « un bon rapport qualité prix », dit Caruso. «J’ai toujours senti que nous étions sous-financés. Il a été demandé à l’EIA de faire de plus en plus, avec de moins en moins ».

Patzek reconnaît que les prévisions des gisements de schiste « sont très, très difficiles à faire et incertaines», en partie parce que les technologies et les approches de forage évoluent rapidement. Dans les sites les plus récents, les entreprises travaillent encore sur les meilleurs endroits à forer [sweet spots]. Et il est encore difficile de savoir avec précision comment les puits vont se comporter et interférer significativement avec d’autres.

Les représentants de l’EIA défendent les évaluations de l’Agence et affirment qu’elles ne devraient pas être comparées avec les études du Texas car elles utilisent des hypothèses différentes et impliquent de nombreux scénarios. « Les deux efforts de modélisation sont précieux, et à bien des égards s’alimentent mutuellement, » dit John Staub, chef de l’équipe de l’EIA en charge de l’exploration et de l’analyse de la production pétrolière et gazière. « En fait, l’EIA a intégré des éléments de l’équipe de l’Université du Texas » ajoute-t-il.

Pourtant, dans un document de travail9 publié en ligne le 14 Octobre, deux analystes de l’EIA reconnaissent des problèmes avec les méthodes utilisées par l’agence. Ils font valoir qu’il serait préférable de s’appuyer sur des cartes géologiques à haute résolution. Ils soulignent que celles produites par l’équipe du Texas constituent un exemple sur la façon dont ces modèles pourraient améliorer les prévisions en délimitant spécifiquement les zones les plus faciles à exploiter. Le document en question mentionne que les opinions des auteurs ne reflètent pas nécessairement celles de l’EIA. Mais l’Agence envisage d’utiliser une nouvelle approche semblable à celle de l’équipe texane quand elle évaluera le gisement de Marcellus pour son rapport annuel 2015.

Boom ou fiasco

Les membres de l’équipe du Texas sont toujours en train de débattre des implications de leur propre étude. Tinker est relativement optimiste, arguant que les estimations de l’équipe sont «conservatrices», alors que la production réelle pourrait s’avérer plus élevée. Les quatre grands gisements de gaz de schiste, dit-il, fourniront « une contribution conséquente de gaz naturel au pays pour les prochaines décennies. Il nous donne un peu de temps ».

Patzek fait valoir que la production réelle pourrait s’avérer plus faible que les prévisions faites par l’équipe. Il parle d’un « pic de production au cours de la prochaine décennie qui serait suivi d’un déclin rapide. C’est à ce moment que les États-Unis connaîtront un réveil brutal ». Il s’attend à ce que les prix du gaz augmentent fortement, et que le pays finisse par construire plus d’usines et de véhicules qu’il sera en mesure de faire fonctionner. « Au fond peu importe ce qui se passe et comment ça se déroulera, dit-il, mais ça ne peut pas être bon pour l’économie américaine ».

Si la prévision est difficile pour les États-Unis qui peuvent s’appuyer sur des données de dizaines de milliers de puits de gaz de schiste, l’incertitude est beaucoup plus grande dans les pays qui ont foré moins de puits. L’EIA a commandé une estimations du potentiel mondial du gaz de schiste au cabinet de conseil Advanced Resources International (ARI) de Washington DC, lequel a conclu en 2013 que les formations de schiste dans le monde sont susceptibles de détenir un total de 220 ​​milliards de mètres cubes de gaz naturel récupérable10 . Au rythme de consommation actuel – avec le gaz naturel fournissant un quart de l’énergie mondiale – cette ressource fourniraient un approvisionnement pour 65 années. Toutefois, le rapport ne précise pas la marge d’incertitude sur ses estimations, ni la quantité de gaz qui pourrait être économiquement rentable à extraire.

«C’est une sorte d’estimation au doigt mouillé»

Ces chiffres sont «extrêmement discutables», affirme Stevens. «C’est une sorte d’estimation au doigt mouillé». Il cite les évaluations du cabinet ARI faites pour la Pologne, qui estime qu’il s’agit du pays disposant des plus larges ressources en Europe. Entre 2011 et 2013, IRA a revu à la baisse son estimation pour les zones les plus prometteuses de la Pologne d’un tiers, indiquant que certains puits d’essai avaient produit moins que prévu. Au même moment, l’Institut géologique polonais faisait sa propre étude11 , concluant que les mêmes régions détenaient moins d’un dixième du volume de gaz de schiste estimé par le cabinet ARI.

Si la production de gaz aux États-Unis s’épuise plus rapidement que prévu – ou que l’opposition à son exploitation se renforce – des pays comme la Pologne seront moins susceptibles de connaître un boom du schiste, disent les experts.

Cependant et pour le moment, l’optimisme sur le gaz de schiste règne particulièrement aux États-Unis. Et c’est bien ce qui inquiète certains experts en énergie. « Il existe une énorme incertitude», dit Nehring. « Le problème c’est que les gens disent, ‘Donnez-moi un certain chiffre’. Et les chiffres, même s’ils sont faux, sont beaucoup plus réconfortants ».

Source: Nature 516, 28–30 (04 décembre 2014)

  1. Patzek, T. W., Male, F. & Marder, M. Proc. Natl Acad. Sci. USA 110, 19731–19736 (2013). Article PubMed ChemPort Show context
  2. Browning, J. et al. Oil Gas J. 111 (8), 62–73 (2013). ISI
  3. Browning, J. et al. Oil Gas J. 111 (9), 88–95 (2013). ISI
  4. Browning, J. et al. Oil Gas J. 112 (1), 64–73 (2014). ISI ChemPort
  5. Gülen, G., Browning, J., Ikonnikova, S. & Tinker, S. W. Energy 60, 302–315 (2013). Article ISI
  6. Weijermars, R. Appl. Energy 124, 283–297 (2014). Article ISI Show context
  7. Kaiser, M. J. & Yu, Y. Oil Gas J. 112 (3), 62–65 (2014). ISI Show context
  8. Hughes, J. D. Drilling Deeper (Post Carbon Institute, 2014); available at http://go.nature.com/o84xwk Show context
  9. Cook, T. & Van Wagener, D. Improving Well Productivity Based Modeling with the Incorporation of Geologic Dependencies (EIA, 2014); available at http://go.nature.com/dmwsdd Show context
  10. US Energy Information Administration Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources (EIA, 2013); available at http://go.nature.com/mqkmwx Show context
  11. Assessment of Shale Gas and Shale Oil Resources of the Lower Paleozoic Baltic–Podlasie–Lublin Basin in Poland — First Report (Polish Geological Institute, 2012); available at http://go.nature.com/lw8fg7 Show context

(!) Info minute – Revue de Presse

Article traduit par nos soins publié le 23.11.2014 dans sa version originale sur le site  desmogblog

Alors que l’industrie pétrolière et gazière aime à répéter que la fracturation hydraulique n’est pas un procédé particulièrement gourmand en eau, un nouveau rapport[1] indique qu’il existe aux États-Unis plus de 250 sites de fracking chacun ayant nécessité de 38 à 95 millions de litres d’eau.

fracturationDe son côté l’Institut du Pétrole Américain suggère[2] que le puits typique de fracturation utilise « l’équivalent du volume de trois à six piscines de taille olympique », ce qui correspond à 7 à 15 millions de litres d’eau.

Pourtant, à partir des informations officiellement déclarées par l’industrie elle-même et disponibles sur le site FracFocus.org, l’Environmental Working Group (EWG) a déterminé qu’il existe au moins 261 puits de fracturation dans huit États qui ont utilisé une moyenne de 48 millions de litres d’eau chacun, correspondant à un total de 12,5 milliards de litres (douze milliards cinq cents millions), entre 2010 et 2013. Dans cette même période, quatorze puits ont utilisé plus de 75 millions de litres d’eau chacun (voir tableau ci-dessous).

Selon EWG, environ deux tiers de ces puits à très haute consommation d’eau sont situés dans les zones frappées par la sécheresse. Alors que de nombreuses parties du Texas souffrent de sécheresses graves et durables, c’est précisément dans cet État que l’on trouve ce que EWG qualifie de « puits monstres ». On en dénombre 149 et 137 d’entre eux se situent dans des zones frappées par des sécheresses exceptionnelles .

Le Texas détient également le triste record d’avoir la plupart de ses puits fracturés à l’eau potable. Pour la seule année 2011, c’est plus de 80 milliards de litres d’eau douce qui ont été utilisés pour fracturer les puits texans. Par ailleurs, l’augmentation du pompage dans les nappes[3] par les entreprises qui cherchent à extraire le pétrole et le gaz dans le gisement de schiste d’Eagle Ford a quant à elle été citée comme une cause majeure de la baisse rapide des niveaux d’eau souterraine.

Les autres États opérant ce type de « puits monstre » sont la Pennsylvanie (avec 39 puits ayant requis un total de plus d’1,5 milliards de litres d’eau), le Colorado (avec 30 puits ayant utilisés 1,8 milliards de litres), l’Oklahoma (avec 24 puits ayant utilisés plus d’1,2 milliards de litres), et le Dakota du Nord (avec 11 puits ayant utilisés près d’un demi milliard de litres d’eau). La Louisiane et le Mississippi ont chacun trois « puits monstres », et le Michigan a deux.

Voici les plus grands « puits monstres » dans le pays:

Environmental Working Group - les puits monstres de fracturation hydraulique

Cliquer sur l’image pour l’agrandir

Et pourtant, il n’y a pas moyen de connaître précisément les quantités d’eau utilisées pour la fracturation hydraulique, puisque cette technique controversée de stimulation des puits est connue pour être mise en œuvre dans 36 États alors que seulement 15 d’entre eux exigent des compagnies de faire leur déclaration à FracFocus. Et aucun des chiffres déclarés n’est examiné par quelque organisme de réglementation ou autorité indépendante que ce soit.

Même les données faisant l’objet de rapport sont incomplètes. EWG indique que pour 38 des 261 « puits monstres », FracFocus n’est même pas en mesure de fournir les informations aussi simples que la nature des hydrocarbures visés (pétrole ou le gaz), ou la source de l’eau utilisée pour les opérations de fracturation.

La fracturation hydraulique a également été fortement critiquée comme contribuant à exacerber la sécheresse extrême en Californie, même si la fracturation dans cet État ne nécessite pas autant d’eau que dans des États comme le Texas et la Pennsylvanie. Un organisme de réglementation de l’État a récemment confirmé que neuf puits d’injection avaient contaminé les aquifères protégés par la loi de l’État et fédérale en y déversant des fluides de fracturation.

Une fois que l’eau est contaminée par les produits chimiques utilisés dans la fracturation hydraulique, elle doit être définitivement retirée du cycle de l’eau.

[1] « Malgré la sécheresse des centaines de sites de fracking exigent plus de 38 millions de litres d’eau chacun »   http://www.ewg.org/research/monster-wells
[2] Hydraulic Fracturing, Unlocking America’s Natural Gas Resources, July 2014 http://www.api.org/oil-and-natural-gas-overview/exploration-and-production/hydraulic-fracturing/~/media/Files/Oil-and-Natural-Gas/Hydraulic-Fracturing-primer/Hydraulic-Fracturing-Primer-2014-highres.pdf
[3] Forte baisse du niveau des eaux souterraines au Texas selon une étude http://www.texastribune.org/2013/05/07/texas-groundwater-dropped-sharply-amid-droughtstud/

(!) Info minute – Revue de Presse

Traduction libre par nos soins de l’article de Susan Phillips publié le 28 août 2014 dans State Impact . org

Une nouvelle étude publiée ce mois-ci révèle que les travailleurs du pétrole et du gaz naturel non conventionnels pourraient être exposés à des niveaux dangereux de benzène, les plaçant face à un risque plus élevé de cancers du sang comme la leucémie. Le benzène – connu pour être un agent cancérogène, est présent dans l’eau de reflux lors des opérations de fracturation hydrauliques. On le retrouve également dans l’essence, la fumée de cigarette et dans l’industrie chimique. Reconnue comme cancérogène, l’exposition au benzène dans le milieu du travail aux États-Unis est en principe limitée par les règlements fédéraux du travail. Mais certaines activités liées à la production de pétrole et de gaz sont dispensées de l’application de ces normes.

AP travailleurs foreurs gaz de schiste fracturation hydraulique benzene

Les foreurs gardent un œil sur les têtes de puits au cours d’une opération de fracturation hydraulique sur un puits de pétrole – Encana Corp, près de Mead, Colorado.

L’Institut national de la santé et de la sécurité au travail[1] a travaillé avec l’industrie pour mesurer les expositions aux produits chimiques des travailleurs en charge de la surveillance des fluides de reflux sur les sites de forages dans le Colorado et le Wyoming. Un résumé de l’article (examiné par des pairs) a été publié en ligne ce mois-ci sur un site Web des Centres de Contrôle des Maladies (CDC) . Dans de nombreux cas, les expositions au benzène étaient supérieures aux niveau de tolérable.

Cette recherche a cela d’inhabituel, qu’elle ne s’est pas limitée à étudier des échantillons d’air. Les chercheurs ont également prélevé des échantillons d’urine des travailleurs, faisant le lien entre l’exposition et l’absorption de la toxine par leur organisme. Une des limites de l’étude est relative à la petite taille de l’échantillon, il s’agissait de seulement six sites dans deux États.

Le Dr Bernard Goldstein de l’École de Santé Publique de l’Université de Pittsburg indique que cette étude est la première du genre. Si Goldstein n’y a pas directement contribué, il mène ses propres recherches sur le benzène. Et il a traité des patients exposés à l’agent cancérigène.

Pour le Dr Goldstein, «ces travailleurs sont exposé à un risque de leucémie très élevé. Plus longtemps et plus souvent ils font ce travail, plus ils sont susceptibles d’être touchés par la leucémie en particulier si les niveaux sont élevés».

flowback mesure fracturation hydraulique benzene

Un technicien effectue des mesures sur le liquide de reflux de la fracturation hydraulique par une trappe au sommet de la cuve.

L’étude portait sur les travailleurs qui mesurent la quantité d’eau de reflux consécutif à la fracturation. Un porte-parole de l’Institut national de la santé et de la sécurité au travail indique qu’aucune de ces études n’a tiré de conclusions sur l’exposition des résidents vivant à proximité, mais qu’elles se concentraient spécifiquement sur les travailleurs.

Pourtant le Dr Goldstein dit que ceci montre qu’il pourrait y avoir des risques pour les résidents.

«Nous n’agissons pas de manière à protéger le public qui est à haut risque, indique le Dr Goldstein, et nous ne pouvons même pas vous dire qui est à haut risque. Et pourtant c’est la fuite en avant dans une situation où toutes les données indiquent clairement qu’il y a des risques».

Il demande instamment qu’une étude similaire ait lieu en Pennsylvanie. «C’est le genre d’études qui doit être fait, indique Goldstein. Ç’aurait dû être fait depuis bien longtemps. Elles doivent être faites maintenant. Et elles doivent être effectuées en Pennsylvanie »

La porte-parole d’un groupe industriel indique pour sa part qu’il existe toujours une marge d’amélioration si l’exposition toxiques existe réellement.

Pour Katie Brown du groupe Energy In Depth,« [l’étude] est basée sur un échantillon de petite taille, de ce point de vue elle est limitée. Et d’ajouter, je pense que toute la raison de ce partenariat est d’étudier et de voir comment les pratiques des foreurs peuvent être améliorées».

Les auteurs de cette étude sur le benzène souhaitent que plus de recherches soient conduites avec des échantillons plus importants, d’autant plus que peu de variations dans les niveaux observés à différents moments et sur les différents puits ont été constatées. Les chercheurs ont également produit un certain nombre de recommandations à prendre en compte par l’industrie pour réduire les niveaux de benzène sur les lieux de travail. Il s’agit notamment de modifier les procédures de jaugeage (gestion des reflux de liquide de fracturation), la formation des travailleurs, la limitation des temps d’exposition, de porter des détecteurs de gaz, d’utiliser une protection respiratoire et pour les mains, ainsi que la surveillance des niveaux d’exposition.

[1] The National Institute of Occupational Health and Safety (NIOSH)