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Le 15 février 2018, un puits de gaz naturel issu de la fracturation hydraulique appartenant à XTO Energy d’ExxonMobil et situé dans le sud-est de l’Ohio a connu une éruption, provoquant l’émission de ce puissant gaz à effet de serre pendant près de trois semaines. L’obscur accident a finalement entraîné l’une des plus grandes fuites de méthane de l’histoire des États-Unis. Le New York Times a rapporté en décembre que de nouvelles données satellitaires ont révélé que ce seul puits de gaz a laissé échapper plus de méthane en 20 jours que celui émis par les industries pétrolières et gazières de pays comme la Norvège et la France pendant toute une année.
La cause de cette fuite massive était une défaillance du tubage du puits de gaz, ou revêtement interne. Les défaillances du tubage des puits représentent un autre problème technique important mais peu discuté pour une industrie de la fracturation non rentable.
La fracturation et la défaillance des revêtements de puits
Les ruptures de tubage se produisent lorsque l’acier ou le ciment qui recouvre un puits de pétrole ou de gaz se brise ou se fissure, ce qui signifie que le puits ne peut plus maintenir la pression et crée une voie de passage pour tout ce qui se trouve à l’intérieur du puits – comme les fluides de fracturation – les laissant fuir dans le milieu environnant. Ces fuites peuvent se produire, comme dans l’exemple du puits de gaz d’Exxon dans l’Ohio, sur des sites traités avec la fracturation hydraulique.Les résultats de ces défaillances peuvent être catastrophiques, comme l’explique un article publié en 2017 par la Society of Petroleum Engineers : « Les conséquences des ruptures de tubage comprennent les éruptions, la pollution, les blessures et les décès, et la perte du puits avec les coûts associés ».
Les puits utilisés pour produire du pétrole et du gaz par fracturation sont différents des puits de pétrole dits « conventionnels », ou forés de manière traditionnelle. Alors qu’un puits fracturé est initialement foré verticalement comme un puits conventionnel, à un certain moment, le puits tourne et est foré horizontalement sur des distances allant jusqu’à 6 km. La partie verticale du puits est constituée de plusieurs couches de tubage en acier et de ciment qui sont conçues pour protéger les eaux souterraines avoisinantes du pétrole, du gaz et des fluides de fracturation qui passent par le puits.
Le processus de fracturation hydraulique est ce qui libère le pétrole et le gaz du schiste. Cela se fait en pompant un mélange d’eau, de produits chimiques et de sable sous une pression si élevée qu’elle brise la roche, créant des fractures qui permettent au pétrole et au gaz piégés de remonter à la surface du puits.
Selon le document de la Society of Petroleum Engineers, produit par l’ingénieur pétrolier Neal Adams et d’autres, les défaillances des tubages ont été liées aux contraintes et aux hautes pressions nécessaires pour achever le processus de fracturation et l’industrie est aux prises avec ce problème coûteux et dangereux. Cet article a identifié le problème en profondeur et a utilisé un langage fort (pour les ingénieurs), en notant que « les incidents de défaillances de tubage se produisant pendant les opérations de stimulation des fractures augmentent à un rythme alarmant ».
Pour une industrie axée sur la réduction des coûts, le risque de perdre tout un puits de fracturation retient son attention.
La Society of Petroleum Engineers elle-même abordera cette question lors de sa réunion du 6 février au Texas, au cours d’un panel de trois heures intitulé « La déformation des coffrages dans les cas non conventionnels : Études de cas, causes profondes, gestion et atténuation« . Il ne s’agit pas d’une question marginale pour les opérateurs indépendants. Le panel qui s’occupe de cette question est composé de représentants des principaux acteurs de l’industrie, dont Shell, BP et XTO, la filiale d’ExxonMobil qui a exploité le puits soufflé en Ohio.
Ce problème croissant pour l’industrie de la fracturation peut être attribué aux mêmes problèmes qui ont causé les échecs du passé : réduire les coûts parce que les entreprises du secteur du schiste ont perdu de l’argent et repoussent les limites de la technologie pour essayer de faire enfin des bénéfices et de rembourser leurs dettes considérables.
Une fois de plus, cette approche de réduction des coûts n’a pas fonctionné et les risques pour le climat, l’environnement et les investisseurs continuent de s’accroître.
Davantage de stress mis à l’épreuve
Lorsque DeSmog s’est adressé au Dr Anthony Ingraffea, professeur émérite d’ingénierie à l’université Cornell, à propos de la question des défaillances des tubages de puits, sa réponse a été simple. « Ce n’est pas surprenant », a-t-il déclaré.Les entreprises de schiste ont continuellement promis aux investisseurs que la technologie serait la solution aux pertes financières continues de l’industrie. Parmi les avancées technologiques considérées comme la clé de leurs problèmes financiers, on peut citer le forage de puits plus longs, l’injection de plus de sable de fracturation comme soutènement pour maintenir ouvertes les voies de passage du schiste fracturé, l’injection de plus d’eau, l’exécution de beaucoup plus de fracturations par puits, plus de puits par plateforme avec un développement en cube, et l’optimisation des opérations grâce à l’intelligence artificielle.
New #fracking techniques: Longer laterals (44% longer), more water (250% more), more frac sand, and closer spacing of wells, have not significantly increased the recoverable resource. They are frontloading production, booming faster and busting faster. https://t.co/WDLdBmGUiY— TXsharon (@TXsharon) May 12, 2019
Nouvelles techniques de #fracking : Des latéraux plus longs (44% de plus), plus d’eau (250% de plus), plus de sable de fracturation, et un espacement plus étroit des puits, n’ont pas augmenté de manière significative la ressource récupérable. Elles font monter la production en flèche, explosent plus vite et s’effondrent plus vite. …Selon le Dr Arash Dahi-Taleghan, professeur associé en ingénierie du pétrole et du gaz naturel à l’université d’État de Pennsylvanie, les pressions croissantes utilisées pour fracturer le schiste et le nombre de fractures dans les puits de pétrole et de gaz pourraient contribuer au problème croissant des défaillances des tubages de puits.
« Aujourd’hui, le problème est qu’ils ne font pas seulement quatre ou cinq fractures », a récemment expliqué M. Dahi-Taleghan au Journal of Petroleum Technology. « Parfois, vous avez 150 à 200 fractures qui sont très rapprochées les unes des autres et les taux d’injection sont élevés ». Il a également noté les nouvelles technologies qui utilisent des pressions accrues et a conclu que « toutes ces choses peuvent exercer une pression trop forte sur le coffrage, comme ce n’était pas le cas auparavant ».
Et cela a du sens pour un ingénieur civil comme Ingraffea. Les puits plus longs nécessitent une pression plus élevée pour faire exploser les fluides de fracturation sur de plus grandes distances afin de fracturer le schiste sur la longueur de la partie latérale, ou horizontale du puits. Cela impose une plus grande contrainte à l’ensemble de la structure du puits, a-t-il dit à DeSmog.
« Vous soumettez le tubage à des contraintes plus élevées et différentes, et vous le soumettez également à des charges beaucoup plus répétées car, à mesure que vous augmentez la partie latérale, vous passez de cinq fractures à des centaines de fractures dans certains cas », a expliqué M. Ingraffea à M. DeSmog. « Tout cela est logique », a ajouté Ingraffea à propos de l’augmentation des défaillances des tubages de puits.
Les puits de pétrole et de gaz fracturés sont construits en acier et en ciment, mais ils ne sont pas invincibles. Lorsque ces matériaux sont soumis à des contraintes répétées lors des opérations de fracturation, les défaillances sont inévitables.
Les économies réalisées sur les matériaux de puits entraînent des défaillances de puits
Le récent article du Journal of Petroleum Technology (JPT) citant Dahi-Taleghan pose une question qui devrait effrayer les investisseurs dans le schiste : « Un défi non conventionnel : Peut-on stopper les défaillances des tubages lors de la fracturation hydraulique ?«Le forage et la fracturation des nouveaux puits plus longs peuvent coûter bien plus de 10 millions de dollars, soit une augmentation significative par rapport aux puits plus courts utilisés historiquement par l’industrie. Un rapport de 2016 de l’Energy Information Adminstration a estimé les coûts historiques des puits dans une fourchette de 6 à 10 millions de dollars. La société de gaz de schiste CNX a indiqué que les puits récents coûtaient 14 millions de dollars, mais elle espère ramener ce coût à 12,5 millions de dollars par puits.
Une défaillance du tubage d’un puits peut transformer cet investissement considérable en une perte totale, qui, selon la situation, peut également nécessiter encore plus d’argent pour le nettoyage. Si les défaillances de tubage ne peuvent pas être stoppées, l’industrie a un énorme problème, ce qui explique certainement pourquoi ce sera un sujet de conversation majeur le mois prochain parmi les ingénieurs du pétrole au Texas.
Peut-on mettre un terme aux défaillances des coffrages ? C’est très peu probable, car ces systèmes complexes subissent des contraintes extrêmes. Mais ces défaillances peuvent être considérablement réduites si les opérateurs investissent dans les structures des puits.
« Le tubage représente environ 20 à 30 % du coût total du puits – c’est une somme énorme, et en raison de problèmes budgétaires constants, les opérateurs choisissent de payer le coût minimum dans la conception de tout puits », a déclaré à JPT Christine Noshi, ingénieur pétrolier dont les recherches ont porté sur l’intégrité du tubage des puits.
George King, que le JPT décrit comme « un consultant indépendant et une voix technique de premier plan sur la fracturation hydraulique », a évalué le problème et son point de vue est sombre.
« Plus vous essayez de lésiner sur la conception de vos tuyaux, de votre ciment, de vos raccords – ce genre de choses – plus le risque augmente que le puits tombe en panne avant que vous puissiez obtenir un retour », a expliqué King à JPT. « Cela va changer vos calculs de valeur actuelle nette ».
King estime « que dans certains champs de pétrole de schiste et de tight oil aux États-Unis, entre 20 et 30 % des puits horizontaux sont touchés dans une certaine mesure ».
Pour les entreprises du secteur du schiste qui font déjà des hémorragies d’argent en pariant sur des puits plus longs avec beaucoup plus de fractions par puits, c’est une très mauvaise nouvelle.
Après avoir constamment perdu de l’argent au cours de la dernière décennie, l’industrie du schiste a prouvé qu’elle ne pouvait pas gagner de l’argent en forant des puits plus courts et a fait un gros pari sur ces puits beaucoup plus longs. Mais cela ne fonctionne toujours pas.
Risques environnementaux et climatiques
Les défaillances des tubages de puits présentent un risque énorme de contamination de l’eau par les fluides de fracturation, qui contiennent un vaste mélange de produits chimiques présentant divers risques pour la santé. Et ces défaillances représentent un autre moyen pour la production de pétrole et de gaz de provoquer des émissions de ce puissant gaz à effet de serre qu’est le méthane.Selon l’article d’Adams publié en 2017 dans la Society of Petroleum Engineers, « la plupart des défaillances observées se sont produites dans les sections peu profondes et non cimentées du trou », ce qui est à peu près le pire scénario du point de vue environnemental. Sans ciment pour aider à contenir le puits défaillant, et en particulier à faible profondeur, les fluides de fracturation peuvent traverser le revêtement interne et entraîner facilement la contamination des eaux souterraines.
Si les sections non cimentées sont plus susceptibles de se rompre, pourquoi l’industrie ne cimente-t-elle pas le puits sur toute sa longueur ? Parce que de nombreux États ne l’exigent pas, et que l’utilisation de plus de ciment ajoute des coûts plus élevés à un processus déjà coûteux que les producteurs cherchent désespérément à contenir. Le ciment ne constitue pas seulement une barrière potentielle entre ce qui se passe à l’intérieur du puits et l’environnement, mais comme l’a expliqué Ingraffea à DeSmog, il offre une plus grande intégrité structurelle pour aider le puits à résister aux forces extrêmes du processus de fracturation, qui peut atteindre des pressions allant jusqu’à 15 000 livres par pouce carré.
Le pire scénario de défaillance peut être une explosion du puits, ce qui est un désastre financier pour l’opérateur et peut entraîner d’importantes fuites de méthane, comme l’a vu Exxon avec l’explosion de son puits en Ohio. L’enquête d’Exxon a conclu que la haute pression était la cause de la défaillance du tubage du puits.
"The first satellite designed to continuously monitor the planet for methane leaks made a startling discovery last year: A little known gas-well accident at an Ohio fracking site was in fact one of the largest methane leaks ever recorded in the U.S."https://t.co/pa2BUuPTaX— Alexander Kaufman (@AlexCKaufman) December 16, 2019
Le premier satellite conçu pour surveiller en permanence la planète pour détecter les fuites de méthane a fait une découverte surprenante l’année dernière : Un accident de puits de gaz peu connu sur un site de fracturation de l’Ohio a été en fait l’une des plus grandes fuites de méthane jamais enregistrées aux États-Unis. …L’article d’Adams note spécifiquement que les défaillances de tubage peuvent entraîner des éruptions de puits et inclut la déclaration troublante suivante :
Comme les résultats de cette étude l’ont montré, la plupart des défaillances se produisent dans la section verticale du puits au-dessus de la couverture en ciment. Les défaillances observées dans cette section ont tendance à être plus proches de la surface que du sommet en ciment. Les techniques actuelles de contrôle des éruptions ne sont pas immédiatement applicables dans ces cas.Il a fallu 20 jours à Exxon pour boucher le puits soufflé dans l’Ohio.
Échec de la fermeture du puits en Pennsylvanie
Il y a un an, le producteur de gaz de schiste CNX a connu une défaillance du tubage d’un puits qui a entraîné une éruption en Pennsylvanie.En février, le département d’État de la protection de l’environnement a émis un avis de violation à CNX, citant la société pour « défaut de construction et d’exploitation d’un puits pour assurer le maintien de l’intégrité du puits » et « défaut d’équipement du puits avec des tubages de résistance suffisante ». Cependant, l’État n’a pas infligé d’amende à CNX pour ces violations.
Le puits a été bouché et rempli de ciment, ce qui a représenté une perte importante pour CNX, la société ayant déclaré que les puits avaient coûté 14 millions de dollars chacun. Bien que la société n’ait pas l’intention de fracturer les trois autres puits qu’elle a forés sur la même plateforme – construite avec le même tuyau qui a cédé – elle maintient que c’est une option pour l’avenir si un revêtement supplémentaire est ajouté aux puits.
L’échec de la grande expérience de fracturation
La Society of Petroleum Engineers se réunit au Texas le mois prochain pour discuter du problème des défaillances des tubages de puits, bien après que les ingénieurs aient dû comprendre ce problème. C’est pourtant l’approche qu’a adoptée l’industrie pétrolière et gazière au cours de l’histoire récente de la fracturation hydraulique.Cela a été vrai pour les tremblements de terre provoqués par l’industrie de la fracturation. La contamination de l’eau. Les émissions de méthane. Les déchets radioactifs de la fracturation. Les puits d’enfants. Les accidents de fracturation et la dangerosité du déplacement du pétrole issu de la fracturation par voie ferrée.
Et maintenant, les défaillances des tubages de puits. Il convient de noter que pour nombre de ces problèmes, la première réaction des promoteurs de l’industrie pétrolière et gazière a été de nier l’existence d’un problème, ce qui a retardé l’identification et la mise en œuvre de solutions et mis en danger le public, l’environnement et le climat.
En 2014, Energy in Depth, un effort de relations publiques de l’Independent Petroleum Association of America et de FTI Consulting, a écrit qu’une « affirmation fréquemment répétée du camp anti-fracturation » était que les défaillances des tubages de puits causaient la contamination de l’eau et a ensuite cité la Society of Petroleum Engineers pour expliquer pourquoi ces défaillances étaient si rares. Energy in Depth voudra peut-être contacter à nouveau ces ingénieurs pour une mise à jour en 2020.
Quels que soient les points de discussion de l’industrie (ou, dans certains cas, le déni pur et simple), ces questions coûteuses continuent de s’accumuler pour l’industrie de la fracturation, alors que les entreprises du secteur des schistes sont confrontées à la probabilité que la plupart des meilleures surfaces de production de pétrole et de gaz aient déjà été forées . Si cela s’avère être le cas, le remboursement des coûts élevés de forage et de fracturation deviendra encore plus difficile pour les sociétés d’exploitation des schistes car les nouveaux puits produisent moins de pétrole et de gaz.
L’expérience de fracturation a été un désastre financier . C’est un désastre climatique. Elle a contaminé de vastes étendues d’eau et de sol dans des endroits comme le Dakota du Nord et draine (et contamine) les réserves d’eau douce dont les régions arides ont tant besoin. Elle a été potentiellement liée à des cancers rares chez les jeunes de Pennsylvanie. En outre, l’industrie transporte des eaux usées radioactives par camion dans tout le pays avec peu de protection.
Et les entreprises n’ont pas les moyens de nettoyer et de fermer les centaines de milliers de puits une fois qu’ils sont à sec, ce qui oblige le public américain à payer la note – ou à laisser le problème s’envenimer.
#Shale bear Mark Papa predicts just 400K production growth for US this year. Tells room at #IPTC2020 that OPEC oil will only become more important over next decade. “A change is coming.” Says capital starvation playing a role—BUT bigger role is resource depletion. #oilandgas pic.twitter.com/CZ76RGu90U— Trent Jacobs (@TrentPJacobs) January 13, 2020
#Mark Papa, le roi du schiste, prévoit une croissance de la production de 400 000 tonnes aux États-Unis cette année. Il indique au #IPTC2020 que le pétrole de l’OPEP ne deviendra plus important qu’au cours de la prochaine décennie. « Un changement est en train de se produire. » La famine du capital joue un rôle, mais l’épuisement des ressources est plus important. #oilandgasComment pouvons-nous attendre de l’industrie de la fracturation qu’elle aborde le problème croissant des défaillances des tubages de puits ? Il suffit de regarder ses résultats, et de ne pas s’attendre à des surprises.
Justin Mikulka
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