Le shale gas (Gaz naturel de shistes)

[jml34]

Je crois qu'il n'y a rien de clair / précis pour l'instant, tu peux aussi regarder le fil sur le gaz dans le monde où je m'étais posé certaines de ces questions.
De tout cœur avec toi là-dessus

[energy_isere]

L' Inde s' interesse aussi au Shale Gas et compte lancer des enchéres l' an prochain.

India plans to launch shale gas auction in august 2011

Ajay Modi / New Delhi July 26, 2010

The identification of the gas producing areas will be done by early next year

Major Indian energy companies like Reliance Industries Ltd (RIL), which have so far been scouting overseas for shale gas resources, may get a chance to bid for domestic shale gas blocks in about a year. The country is looking to launch the first-ever auction of shale gas areas in August 2011.

The identification of the gas producing areas will be done by early next year. This will be followed by carving out suitable blocks. Jitin Prasada, minister of state for petroleum and natural gas, had recently called a meeting of officials in the Directorate General of Hydrocarbons (DGH) and his ministry to discuss the future potential of shale gas. “The DGH has accordingly prepared a roadmap for the shale gas auction,” said a ministry official.

This will be the second unconventional natural gas source in India after coal bed methane. Several basins — Cambay (in Gujarat), Assam-Arakan (in the North-East) and Gondwana (in central India) are known to hold shale gas resources.

In March this year, the ONGC board approved a pilot project for exploration of shale gas in the Damodar Basin at an expenditure of Rs 128 crore.

DGH and the ministry would study worldwide fiscal and contractual regimes before framing a shale gas policy. It is being worked out and is likely to be in place by the end of the current financial year.

The Petroleum and Natural Gas Rules, which govern the oil and gas exploration activity, will be amended prior to the floating of the first round of auction.

http://www.business-standard.com/india/ ... 11/402505/

[SuperCarotte]

Quelqu'un a il lu l'interview de Arthur Berman sur les shale gas ?

Son point de vue est nettement différent de ce qu'on entend habituellement sur ce sujet. Pour lui, la ressource aux US correspondrait, grosso modo à 7 ans de consommation.
J'avoue avoir un peu de mal à comprendre sa division par 3 ? Cela correspond il au facteur de récupération de la ressource probable ?

If you investigate the origin of this supposed 100-year supply of natural gas…where does this come from? If you go back to the Potential Gas Committee’s [PGC] report, which is where I believe it comes from, and if you look at the magnitude of the technically recoverable resource they describe and you divide it by annual US consumption, you come up with 90 years, not 100. Some would say that’s splitting hairs, yet 10% is 10%. But if you go on and you actually read the report, they say that the probable number-I think they call it the P-2 number-is closer to 450 Tcf as opposed to roughly 1800 Tcf. What they’re saying is that if you pin this thing down where there have actually been some wells drilled that have actually produced some gas, the technically recoverable resource is closer to 450. And if you divide that by three, which is the component that is shale gas, you get about 150 Tcf and that’s about 7 year’s worth of US supply from shale. I happen to think that that’s a pretty darn realistic estimate. And remember that that’s a resource number, not a reserve number; it has nothing to do with commercial extractability. So the gross resource from shale is probably about 7 years worth of supply.

[Rod]

Bonjour,

Il me semble que les shale gas ont un EROEI très mauvais. J'avais posé la question sur ce forum mais personne n'avait répondu .

[energy_isere]

Bonjour,

Il me semble que les shale gas ont un EROEI très mauvais. J'avais posé la question sur ce forum mais personne n'avait répondu .

Qu' est ce qui te fait penser ca ?

[Rod]

Il faut fracturer la roche avec d'énormes quantité d'eau sous pression; d'où un EROEI médiocre. J'ai retrouver ce post en page 1. Il y a un schéma explicatif juste en dessous.

Le gaz de schistes (shale gas pour les pétroliers) est un thème en plein développement aux USA, du fait que le gaz conventionnel a déjà été bien exploré. Le shale gas a été développé en premier lieu dans la région de Dallas, Texas, dans une formation géologique connue sous le nom de "Barnett Shales". D'après le mensuel World Oil, il va s'y forer plus de 2000 puits en 2008. On estime que le développement total de ces Barnett Shales nécessitera quelque 40000 puits. Plus récemment découverte, la formation des "Fayetteville Shales" dans l'Arkansas va recevoir 900 forages en 2008.

Les puits de shale gas produisent peu (typiquement 2 millions de pieds cubes par jour, soit 60000 mètres cubes/jour) et déclinent rapidement (30 à 50% la première année). Ils finissent avec des productions modestes (20% du débit initial) pendant de longues années.

Il est évident que le rendement énergétique de ces puits est moins bon que celui des puits de gaz conventionnels, mais il reste très largement supérieur à 1 grâce aux techniques mises au point pour limiter le nombre de forages secs (quasiment plus de forages négatifs, une fois que le bassin est bien délimité) et pour augmenter la productivité des puits grâce à la localisation des directions privilégiées de développement des fractures dans la roche.

A la suite du succès rencontré dans ces deux premiers bassins, les pétroliers recherchent maintenant toutes les possibilités de refaire le coup ailleurs. Toutes les roches-mères qui ont engendré le pétrole et le gaz que l'on rencontre dans les gisements dits conventionels sont candidats. Bien évidemment, tous ne connaîtront pas le succès. Même les roches-mères françaises commencent à intéresser les pétroliers, notamment les roches-mères du Carbonifère (dans les bassins charbonniers et leurs extensions souterraines lointaines). Il n'est donc pas étonnant que la vallée du Saint-Laurent au Québec soit étudiée elle aussi. Néanmoins, l'annonce doit être prise avec circonspection, puisqu'il y a loin de l'identification d'un bassin possible à la réussite industrielle.

[energy_isere]

si on regarde la figure de ce post viewtopic.php?p=251415#p251415 il est pas évident qu' il faille rajouter une pression extraordinaire en surface.

Un forage à 1000 m de profondeur génere en bas de forage une pression de colonne d' eau de 100 bars. (10 m d' eau = 1 bar).

Je ne sais pas si il faut rajouter encore de la presion par en haut.

[SuperCarotte]

Bon, j'ai trouvé la réponse à ma question, les shale gaz représentent 1/3 des 450Tcf, le reste venant d'autres ressources non conventionnelles et des ressources conventionnelles.

[energy_isere]

si on regarde la figure de ce post viewtopic.php?p=251415#p251415 il est pas évident qu' il faille rajouter une pression extraordinaire en surface.

Un forage à 1000 m de profondeur génere en bas de forage une pression de colonne d' eau de 100 bars. (10 m d' eau = 1 bar).

Je ne sais pas si il faut rajouter encore de la presion par en haut.

j' ai du mal à piger, l' article wikipedia en Anglais sur hydraulic fracturing, dit
http://en.wikipedia.org/wiki/Hydraulic_fracturing

Hydraulic fractures may be natural or man-made and are extended by internal fluid pressure which opens the fracture and causes it to grow into the rock. Man-made fluid-driven fractures are formed at depth in a borehole and extend into targeted rock formations. The fracture width is typically maintained after the injection by introducing a proppant into the injected fluid. Proppant is a material, such as grains of sand, ceramic, or other particulates, that prevent the fractures from closing when the injection is stopped.

plus loin il y a :

Fracturing equipment operates over a range of pressures and injection rates, and can reach up to 100 MPa (15,000 psi) and 265 L/s (100 barrels per minute).

la je comprends qu' il y a des pressions d' injection de 100 MPa (ce qui fait 1000 bars puisque 1 bar ~ 100000 Pa).
Mais quels équipements savent faire ca ?

[Philippe]

Je ne suis pas un spécialiste de la fracturation hydraulique (j’ai dû en faire 3 dans ma vie), et mon commentaire ne vaudra pas celui d’un vrai spécialiste. Néanmoins il y a plusieurs explications au besoin de puissance considérable.

Tout d’abord, il faut des débits importants pendant toute la durée de l’opération. On veut que la fracture se développe le plus loin possible, ce qui impose de pomper à haut débit, sans interruption. Le volume à pomper pour fracturer un puits de shale gas est de l’ordre de 2 à 5 millions de gallons, soit 8 000 à 20 000 mètres cubes (en arrondissant). En prenant 10 000 mètres cubes, et une opération de 12 heures, cela donne un débit de 87 barils par minute, pas très éloigné du chiffre de Wikipédia.

Pour les pressions, il faut comprendre que les pressions s’ajoutent. Grosso modo, le poids de la colonne de liquides dans le puits est équilibré par la pression existant dans la roche (cas d’une roche à pression dite hydrostatique). Le puits reste plein d’eau au début de l’opération. Pour déclencher une fracturation de la roche, qui va ensuite s’autoentretenir, en se propageant de plus en plus loin, il faut appliquer à la roche une surpression, que l’on détermine en laboratoire sur des échantillons de la roche à fracturer. Mon expérience est que le « gradient de fracturation » correspond à 65% de la pression hydrostatique. A 2 500 mètres, si la pression hydrostatique est de 250 bars, il faut appliquer une surpression de 162 bars environ sur la roche pour initier la fracturation. Cette surpression doit évidemment être fournie par la pompe en surface.

Enfin, il ne faut pas oublier les pertes de charges par friction dans la colonne descendante. Aux gros débits, et 87 barils par minute est un très gros débit, la perte de charge par friction est très importante. Elle est proportionnelle au carré du débit. Pour compliquer encore, il y a un effet de viscosité à ne pas négliger. Pour contrôler la fracturation, et également pour permettre une descente harmonieuse des « proppants », que l’on traduit en français par « agents de soutènement », qui sont pompés en même temps que le liquide de fracturation, on ne pompe généralement pas de l’eau, mais un « gel », c'est-à-dire une eau rendue visqueuse par l’ajout de polymères. La perte de charge par friction lors du pompage est aussi proportionnelle à la viscosité. On doit donc fournir, en surface, des pressions considérables pour, à la fois, atteindre et conserver la situation de fracturation (en exerçant la surpression nécessaire sur la roche), mais aussi et surtout pour vaincre les pertes de charge par friction dans le tuyau, du fait de la forte viscosité du liquide injecté et du débit très important. Ces dernières sont prépondérantes dans la plupart des opérations, et expliquent les pressions extrêmement élevées que l’on observe lors des opérations de fracturation au refoulement des pompes et en tête du puits.

Tout cela se calcule aux petits oignons, et chaque fracturation hydraulique fait l’objet d’une ingénierie préalable très poussée pour vérifier la compatibilité des équipements du puits avec l’opération projetée, et pour la mise au point du programme : établissement de la pression de fracturation, choix du fluide de fracturation, choix des agents de soutènement, choix des paramètres de l’opération : pression, débit, durée. On peut aussi ajouter de l’azote au fluide de fracturation, pour aider à l’évacuation rapide des liquides injectés, l’azote permettant de mieux « lifter » les liquides une fois les contrepressions en tête de puits ramenées à zéro. Le gel est, en effet, calculé pour « casser » en fin d’opération, et retrouver la viscosité de l’eau, de façon à faciliter l’évacuation de cette eau, pour ne plus laisser que la fracture maintenue ouverte par les agents de soutènement. Evidemment, l’azote allège la densité du produit pompé, ce qui exige encore plus de pression au refoulement des pompes. Une fois ces choix faits, on choisit le sous-traitant pour réaliser l’opération : SCHLUMBERGER, HALLIBURTON, BYRON-JACKSON. Ces sociétés ont tout le matériel pour fournir les débits et les pressions demandés. Il suffit de consulter leur site en cherchant « hydraulic fracturing » pour s’en convaincre.

Pour ce qui est des puissances, il faut se souvenir que la puissance hydraulique en kilowatts s’exprime comme le produit de la pression en bars par le débit en litres par minute, produit lui-même divisé par 600. Une fracturation hydraulique avec 1 000 bars de pression en tête et un débit de 10 000 mètres cubes injectés en 12 heures demande une puissance hydraulique, au refoulement des pompes, de 23 mégawatts ! On comprend pourquoi il est fait appel à une batterie de camions, aucun n’étant en mesure de fournir à lui seul la puissance demandée. Ma première fracturation, au Congo-Brazzaville en 1980, avait exigé 8 000 HP de puissance, soit 6 mégawatts environ. Il y avait 8 camions, qui faisaient un vacarme d’enfer. On a fait des progrès dans la démesure depuis…

[energy_isere]

....
Pour les pressions, il faut comprendre que les pressions s’ajoutent. Grosso modo, le poids de la colonne de liquides dans le puits est équilibré par la pression existant dans la roche (cas d’une roche à pression dite hydrostatique). Le puits reste plein d’eau au début de l’opération. Pour déclencher une fracturation de la roche, qui va ensuite s’autoentretenir, en se propageant de plus en plus loin, il faut appliquer à la roche une surpression, que l’on détermine en laboratoire sur des échantillons de la roche à fracturer. Mon expérience est que le « gradient de fracturation » correspond à 65% de la pression hydrostatique. A 2 500 mètres, si la pression hydrostatique est de 250 bars, il faut appliquer une surpression de 162 bars environ sur la roche pour initier la fracturation. Cette surpression doit évidemment être fournie par la pompe en surface.
.....…

OK, merci bien pour l' explication. Il s' agit donc bien d' une surpression à appliquer en surface pour faire une surpression en profondeur.

........Une fracturation hydraulique avec 1 000 bars de pression en tête et un débit de 10 000 mètres cubes injectés en 12 heures demande une puissance hydraulique, au refoulement des pompes, de 23 mégawatts ! On comprend pourquoi il est fait appel à une batterie de camions, aucun n’étant en mesure de fournir à lui seul la puissance demandée. Ma première fracturation, au Congo-Brazzaville en 1980, avait exigé 8 000 HP de puissance, soit 6 mégawatts environ. Il y avait 8 camions, qui faisaient un vacarme d’enfer. On a fait des progrès dans la démesure depuis…

c' est effectivement des chiffres assez monstrueux.

Merci de ta contribution.

[energy_isere]

La Chine commence à développer le shale Gas.

Avec l' aide des entreprises Etats Uniennes et Canadiennes ils acquiérent du savoir faire.
Premier gisement démarre en exploitation dans le Sichuan en début d' année prochaine.

China Becoming Another Shale Gas Hot Spot

...........

In November, during President Barack Obama’s first visit to China, he agreed with the Chinese to create a Sino-US initiative plan to accelerate shale gas development projects in China through joint technical studies and promote investment in China's shale gas resources. This initiative could first help the Chinese to have access to the technology to explore and develop the shale gas and, on the other hand, it would help U.S major players, especially companies such as Chesapeake (almost exclusively engaged in the shale gas business recently) to enter the Chinese onshore shale gas resources, which have been tightly controlled, unlike offshore oil and gas which have been open to western oil and gas companies since the 1980's.


Since the beginning of this year, both CNPC and Sinopec have been making some moves. In April, CNPC president Jiang Jieming, and one of his deputies Wang Dongjin, visited ConocoPhillips' Texas Barnett shale operation, stirring up speculation that CNPC may buy into U.S shale gas resources. Then in June CNPC signed an initial agreement with Encana (Canada's major shale gas player). According to the agreement, CNPC will invest in Encana to gain some shale gas interests but, more important, CNPC is hoping to gradually gain technical skills in shale gas development technology.

Late last year, CNPC signed an agreement with Shell to jointly evaluate shale resources in Sichuan. The companies have since drilled an experimental well, collected core samples, and the analysis appears to be showing positive results. Sinopec also teamed up with BP late last year to jointly launch shale gas resources assessment in southwest of Guizhou province and east Jiangsu province. And on July 1, Sinopec announced that it has created its first “specialized project team” which aims to make breakthroughs in shale gas exploration over the next three years.

According to China's Ministry of Land and Resources, the country’s first operational shale gas project will be located in Chongqing, Sichuan and it will come onstream sometime early next year. The ministry hopes shale gas production to reach 15 to 30 billion cubic meters per year (about 0.5-1 Tcf) by 2020, and to hit 110 bcm (about 3.8 Tcf) by 2030. If that occurs, shale gas could account for about 25% of China’s total gas production.

Such goals are not overly ambitious for the Chinese. Recent experience shows that once they set their mind towards something they often are successful.

http://www.energytribune.com/articles.c ... s-Hot-Spot

[energy_isere]

Le "gaz de schiste" bouleverse le marché américain et mondial

jeudi 26 août L' Expansion

Une réorientation de la production aux Etats-Unis a déséquilibré le marché mondial du gaz. Ce choix du «gaz de schiste» fait reculer les perspectives de développement du gaz liquéfié et des terminaux méthaniers, voire du nucléaire.

epuis deux ou trois ans, les perspectives du gaz naturel aux Etats-Unis ont complètement changé.

Pour pallier la baisse de leurs ressources "classiques" de gaz, les Etats-Unis s'étaient lancés dans un programme massif d'équipement en terminaux méthaniers pour y recevoir du gaz naturel liquéfié GNL. En conséquence, le prix du gaz avait dépassé les 12 $ par million de British Thermal Units (MBTU), unité anglo-saxonne utilisée dans ce secteur (*), pour atteindre un pic de 14 $/MBTU.

Ce prix est désormais redescendu en dessous de 4 $/MBTU, complètement découplé du prix du pétrole qui reste voisin de 75 $ par baril. Ce découplage reste pour l'instant limité à l'Amérique du Nord et n'a pas encore affecté les marchés européen et asiatique.

Il y a deux causes à cet effondrement des prix du gaz, l'une conjoncturelle et l'autre durable. D'une part, la récession mondiale de 2008-2009 provoquée par la crise financière a réduit la demande de gaz naturel à la fois pour les usages industriels et pour la production d'électricité. Mais surtout, on a assisté à un développement spectaculaire de la production américaine de gaz de schiste, un gaz naturel encore classé comme "non conventionnel", comme le grisou des gisements charbonniers.

Ce gaz s'est formé dans certaines couches de schiste par décomposition de matières organiques fossiles sous l'action de la chaleur et de bactéries, et y reste piégé en grande quantité mais à faible concentration. Ces ressources, considérables, sont connues depuis longtemps, mais ce n'est que tout récemment que les progrès techniques (forages horizontaux, fracturation hydraulique des roches) les ont rendues exploitables à grande échelle. Il y a désormais 35000 puits produisant du gaz de schiste aux Etats-Unis - il n'y en avait qu'une cinquantaine en 1990.

On prévoit que le gaz non conventionnel, qui assurait 42% de la production américaine en 2007, atteindrait 64% en 2020, ce qui, ajouté au gaz classique, rendrait les Etats-Unis pratiquement auto-suffisants pour au moins deux siècles. Les grands gisements américains identifiés se trouvent au Texas, dans le nord de la Louisiane, dans les Appalaches, en Illinois et Michigan, et même en Colombie Britannique.

Cet effondrement du prix du gaz, s'il est durable, est susceptible de retarder ou de réduire le redémarrage du nucléaire aux Etats-Unis, tandis que la disparition de la demande américaine de GNL va rendre celui-ci disponible pour le reste du monde. On nous dit qu'il y aurait aussi en Europe, et même en France, des ressources notables en gaz de schiste : affaire à suivre...

http://energie.lexpansion.com/energies- ... -4790.html

[energy_isere]

Le Québec mise sur l'exploitation des gaz de schiste


Le processus de consultation et du plan d'action gouvernemental qui vise à encadrer l'exploration et l'exploitation des gaz de schiste au Québec vient d'être annoncé par le ministre des Ressources naturelles, Mme Nathalie Normandeau, et par le ministre du Développement durable, M. Pierre Arcand.

Le Québec cherche à réduire sa dépendance énergétique face aux achats d'hydrocarbures en provenance de l'Alberta dont le coût est évalué à 14 milliards de dollars par an.

C'est le Bureau d'audiences publiques sur l'environnement (BAPE) qui a été sélectionné pour étudier l'industrie des gaz de schiste au Québec, des gaz naturels emprisonnés dans des formations rocheuses situées entre 1 et 3 kilomètres sous terre. Cependant, selon les ministres, il n'y aura pas de phase commerciale à grande échelle pour l'industrie des gaz de schiste avant 2014. Plus précisément, ils ont affirmé qu'aucun permis d'exploitation ne sera accordé avant que le BAPE ait terminé ses travaux et que la loi sur les hydrocarbures ait été adoptée.

En effet, le projet de loi sur les hydrocarbures portera sur 3 grands axes que sont l'acceptabilité des projets, le respect de l'environnement et la création de richesse pour le Québec.

La Fédération Québécoise des Municipalités (FQM) rappelle qu'elle ne s'oppose pas à l'exploitation des gaz de schiste. Bien au contraire, elle reconnaît le potentiel économique indéniable de ce nouveau type d'exploitation pour de nombreuses régions du Québec. Le manque d'information claire et objective disponible quant aux impacts environnementaux et sur la sécurité publique soulève cependant bien des questions auprès de ses membres et des populations qu'ils représentent, particulièrement en ce qui a trait à l'utilisation de l'eau et à la contamination des nappes phréatiques.

L'Union des producteurs agricoles (UPA) accueille elle aussi positivement la décision du gouvernement du Québec de procéder à des audiences du BAPE avant d'aller plus loin dans l'exploitation des gaz de schiste au Québec.

Pour le président général de l'UPA, M. Christian Lacasse, "Comme tous les acteurs dans ce dossier, les producteurs agricoles sont un peu pris de court par la rapidité avec laquelle les projets se multiplient alors que des questions importantes demeurent sans réponses, notamment au niveau des impacts sur l'environnement. Plus on aura d'information, plus les Québécois seront en mesure de faire un choix éclairé".

Rappelons à ce sujet que plusieurs projets se trouvent en milieu agricole et que les producteurs sont appelés à prendre des décisions importantes sans connaître tous les tenants et aboutissants du dossier. "Doit-on s'inquiéter de la qualité des récoltes à proximité des projets? Les règles environnementales sont-elles respectées? Sont-elles suffisantes? Quels sont les risques sur la nappe phréatique? Quels gestes poser pour assurer un environnement sécuritaire? Voilà le genre de questions que se posent les agriculteurs, à qui on demande de s'engager légalement pour des décennies dans un projet ou un autre", a continué M. Lacasse.

"Le pire des scénarios dans ce dossier, c'est de permettre un développement effréné et anarchique alors que personne ne parlait de ce dossier il y a six mois à peine. Le potentiel gazier du Québec est une bonne nouvelle, mais il importe de procéder avec calme, retenue et prudence compte tenu des nombreuses préoccupations exprimées par différents intervenants ces dernières semaines", a conclu le président général de l'UPA.

L'Association québécoise de lutte contre la pollution atmosphérique (AQLPA) recommande pour sa part l'insertion dans le projet de loi 79 d'une disposition transitoire instituant un moratoire immédiat sur tout nouveau permis de recherche (exploration), forage ou exploitation de pétrole ou de gaz naturel, dont le gaz de schiste.

« La méthode de fracturation hydraulique utilisée actuellement est dangereuse. J'espère que nous aurons l’intelligence collective d'agir avant qu’il ne soit trop tard. Pourquoi mettre en péril la santé des populations et des écosystèmes ? Le gaz est présent dans le sol depuis des millions d'années, ce moratoire nous donnera le temps de nous doter d’un cadre législatif adéquat. Pendant ce temps, le gaz n'ira nulle part, dans un an ou deux il y sera encore », a souligné André Bélisle.

http://www.enerzine.com/12/10250+le-que ... iste+.html

[energy_isere]

Le Norvégein Statoil s' associe avec le Canadien Talisman pour acheter pour 1.3 milliards de $ de concession pour du Gaz de schiste au Texas.

Statoil compte se servir de l' expérience qu' il va acquerir au Texas pour l' appliquer ensuite en Chine.

http://af.reuters.com/article/energyOil ... 10?sp=true

Statoil agrees $1.3 bln US shale gas JV with Talisman

OSLO, Oct 10 (Reuters) - Norwegian oil firm Statoil is expanding further its shale gas operations in the United States, saying on Sunday it has created a joint venture with Canada's Talisman to acquire acreage on the Eagle Ford prospect in Texas for $1.325 billion.

Statoil said the deal, its second major shale gas acquisition in North America, would give it recoverable reserves of about 550 million barrels of oil equivalent, and would help it develop technologies it sees as key to its growth worldwide.

......
"So we hope we will be able to operate in China in due course and learn those skills in the U.S.," he added.