Les gaz non conventionnels et l’eau
Depuis quelques années, le développement rapide en Amérique du Nord des gaz non conventionnels a bouleversé le marché du gaz naturel. Sous ce terme général, on regroupe plusieurs types de production comme les tight gas, les gaz de schistes ou les gaz de houille. Leur point commun réside dans la nécessité de “stimuler” la roche pour obtenir une production commerciale de gaz. Ces méthodes (forages horizontaux, fracturation hydraulique) exigent une gestion raisonnée de l’eau nécessaire à la production du gaz.
La transition vers un système énergétique durable se fera sur des décennies, durant lesquelles il est indis- pensable de continuer à assurer l’approvisionnement en hydrocarbures. Le gaz naturel, abondant et dont la com- bustion est moins émettrice de gaz à effet de serre que celle du charbon et du pétrole, est appelé à jouer un rôle important. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), la consommation de gaz, qui était de 3,1x1012 m3 (ou Tm3) en 2008, devrait atteindre 4,5 Tm3 en 2035.
Dans les pays émergents, elle devrait augmenter rapi- dement à un rythme de 2 % par an jusqu’en 2035, voire de plus de 5 % pour la Chine et l’Inde.
Les réserves prouvées de gaz naturel conventionnel dans le monde sont de l’ordre de 180 Tm3 (60 ans de consommation actuelle), et les ressources ultimes récu- pérables dépasseraient les 470 Tm3. Les gaz dits non conventionnels, encore peu explorés et peu connus, devraient permettre de doubler ce chiffre, ce qui modifie en profondeur la vision du marché du gaz.
D’un point de vue géologique, la formation de gaz naturel, qu’il soit conventionnel ou non, résulte en particulier de la transformation de la matière organique au cours des temps géologiques, en raison de l’augmentation de la pression et de la température au fur et à mesure de l’en- fouissement (gaz thermogénique). Une partie mineure du gaz est issue de l’activité bactérienne dans la zone super- ficielle des sédiments (gaz biogénique).
Les modes de production des gaz non conventionnels font appel à des technologies spécifiques pour les- quelles les ressources en eau sont un facteur important.
La représentation des différents types de gaz sur un triangle de ressources (figure 1) permet de montrer leur distribution en fonction de la taille de la ressource et de la facilité de production. Au sommet du triangle se trou- vent les meilleurs gisements conventionnels, qui ne représentent qu’une faible proportion des ressources, alors qu’à la base du triangle on trouve les gisements non conventionnels, plus importants en volume, mais plus compliqués et plus chers à produire.
On distingue trois grands types de gaz non conventionnels :
■ les tight gas (à la frontière entre une production conventionnelle et non conventionnelle), qui sont des gaz contenus dans des réservoirs très peu poreux et très peu perméables,
■ le gaz de schistes (shale gas), qui est contenu dans des argiles,
■ le gaz de houille, qui est adsorbé sur les charbons.
En outre, il existe aussi les hydrates de méthane.
Il s’agit d’un mélange d’eau et de méthane qui, sous certaines conditions de pression et de température, cristallise pour former un solide. Dans la nature, on les trouve soit dans le permafrost des zones arctiques, soit en offshore profond. Les hydrates de méthane consti- tuent un gaz non conventionnel qui n’est pas encore exploité et dont les potentialités sont encore mal éva- luées. Différentes techniques de production ont été testées sur des sites pilotes sans qu’aucune ne donne vraiment satisfaction à l’heure actuelle.
La limite entre le conventionnel et le non conventionnel fluctue en fonction des avancées technologiques et du coût de production. Elle est d’autant plus mouvante que
le point sur
Les gaz non conventionnels et l’eau
la production de gaz non conventionnels augmente. Aux États-Unis, la production de gaz non conventionnels a ainsi atteint 52 % de la production totale, soit environ 300 milliards de m3(Gm3) en 2009.
Tight gas et gaz de schistes
Les tight gaset les gaz de schistes sont des gaz conte- nus dans des formations géologiques d’où il est particu- lièrement difficile de les extraire. Ce type de gaz était historiquement produit aux États-Unis par de petites compagnies indépendantes, principalement dans les zones des bassins de Barnett au Texas et de Fayetteville en Arkansas. Depuis quelques années, avec la générali- sation de certaines technologies qui ont rendu leur exploitation plus rentable, on assiste à une véritable ruée sur ces ressources. Les plus importantes compa- gnies internationales se positionnent désormais en rachetant des sociétés indépendantes ou en s’alliant à ces dernières : achat de XTO par ExxonMobil, alliances entre Chesapeake et Total ou Statoil, ou encore acquisi- tion par Shell de East Resources par exemple.
Ces ressources, encore mal connues en dehors de l’Amérique du Nord, sont en cours d’évaluation dans plusieurs pays. L’Australie, la Chine et l’Inde notamment souhaitent développer leur potentiel. En Europe, le pro- gramme GASH (Gas Shale in Europe) lancé en 2009 par plu- sieurs compagnies et associant IFP Energies nouvelles, a pour but de faire le point sur le potentiel du continent.
Le développement des tight gaset des gaz de schistes s’appuie sur deux technologies : le forage horizontal et la fracturation hydraulique. La baisse des coûts de ces deux techniques, associée à une forte progression du taux de récupération du gaz, a permis leur exploitation commerciale.
Le forage horizontal permet de recouper sur de grandes distances (1 à 3 km) la formation productrice. De plus, l’optimisation de l’architecture des puits horizontaux, qui repose sur le forage de plusieurs puits à partir d’une seule plate-forme de forage (cluster), minimise l’emprise au sol des opérations. Les couches géologiques étant très peu poreuses et perméables, la densité de puits néces- saire est très importante (plusieurs puits par km2).
La fracturation hydraulique permet d’augmenter la production de chaque puits. Cette technique consiste à injecter, dans le puits, de l’eau sous forte pression afin de réaliser une fracturation artificielle de la roche. Mélangés à l’eau, du sable fin et des additifs chimiques sont égale- ment utilisés, afin que les fractures ainsi créées ne se referment pas et constituent des drains permettant de produire le méthane contenu dans la roche (figure 2).
Fig. 2 - Forage horizontal et fracturation hydraulique
Source : IFP Energies nouvelles
le point sur
Avancées technologiques Gaz conventionnels
Gaz non conventionnels
Gaz de houille
Gaz de schistes Tight
gas
Forte concentration Facile à développer Bonne productivité
Considérés récemment encore comme gaz non conventionnels
Volume de gaz plus important Hydrates de gaz
Réservoirs de bonnes qualités Réservoirs de mauvaises qualités Fig. 1 - Les gaz non conventionnels
Source : IFP Energies nouvelles
Barrière de fracturation
Phase 1 : forage + injection d’eau (et d’additifs) et de sable Phase 2 : pompage de l’eau et production du méthane
Forage horizontal
Forage vertical
Fracturation hydraulique
Fracture dans le plan vertical 10 à 100 m
x100 à x 1 000 m
Tubage cimenté (isolation des aquifères)
Formation Injection
de sable fin pour maintenir
les fractures ouvertes
1 à 2 km Aquifères
Les gaz non conventionnels et l’eau
Tableau 1
Estimation du volume d’eau utilisé lors d’un forage horizontal et d’une fracturation hydraulique dans divers bassins des États-Unis
* Forage réalisé à l’air ou avec une boue à base d’huile
Note : ces valeurs sont des moyennes qui peuvent varier d’un forage à l’autre Source : All Consulting, 2008 in Department of Energy (DOE), 2009
Les qualités pétrophysiques des roches encaissantes (porosité et perméabilité) étant mauvaises ou très mau- vaises, le rayon de drainage d’un puits, même après une fracturation hydraulique, reste faible : quelques dizaines à quelques centaines de mètres. Afin de produire des quantités importantes de gaz, il est donc nécessaire de réaliser un grand nombre de puits horizontaux et d’opé- rations de fracturations hydrauliques. Le recours à la technologie des puits horizontaux a cependant permis
de réduire très significativement le nombre total de puits requis. Ainsi, alors qu’il fallait jusqu’à 16 puits ver- ticaux (avec autant de plates-formes de forage) pour produire une zone de 1 mile carré (environ 3 km2), il ne faut que 6 à 8 puits horizontaux, localisés sur une seule plate-forme de forage, pour produire la même zone, voire une zone plus étendue.
La gestion de la ressource en eau dans les opérations de forage horizontal et de fracturation doit intégrer trois aspects majeurs :
■ la disponibilité de la quantité d’eau nécessaire au forage et à la fracturation,
■ le recyclage et le traitement de l’eau utilisée pour un usage ultérieur,
■ la prévention d’éventuelles contaminations d’autres aquifères par les fluides de forage.
Gestion de l’eau pour le forage et la fracturation hydraulique
Les données sont très variables d’un bassin sédimentaire à l’autre, ainsi qu’à l’intérieur d’un même bassin. Cependant, l’ordre de grandeur du volume d’eau nécessaire à la réali- sation d’un forage et de sa fracturation hydraulique est de l’ordre de 10 000 à 15 000 m3(tableau 1).
À titre de comparaison, la consommation d’eau d’une ville comme Paris est en moyenne de 550 000 m3 d’eau potable par jour.
le point sur
Objectifs Volume total d’eau utilisé par puits
Barnett Eau pour le forage 1 500 m3
Shale Eau pour le fracturation 8 600 m3
Total 10 100 m3
Fayetteville Eau pour le forage* 225 m3
Shale Eau pour le fracturation 11 000 m3
Total 11 225 m3
Haynesville Eau pour le forage 3 780 m3
Shale Eau pour le fracturation 10 200 m3
Total 13 980 m3
Marcellus Eau pour le forage* 300 m3
Shale Eau pour le fracturation 14 300 m3
Total 14 600 m3
Unité mobile de traitement
Eau traitée Eau pompée
Eau pompée (non traitée)
Eau traitée
Unité de traitement
Pompe de transfert Pompe
de transfert
Bac de rétention de l’eau traitée Bacs de
décantation
Boue retraitée hors du site Bac de rétention
de l’eau pompée
Fig. 3 - Unité mobile de traitement de l’eau dans les Marcellus shale(Pennsylvanie, États-Unis)
Source : D. Yoxtheimer, ”Integrated Water Resource Management for Natural Gas Development”, Marcellus Initiative for Outreach & Research, Varsovie, 2010
Les gaz non conventionnels et l’eau
Recyclage de l’eau de fracturation
Une partie de l’eau qui a été injectée pour réaliser la fracturation hydraulique est récupérée lors de la mise en production du puits. Elle peut soit être traitée sur place au niveau du forage (figure 3), soit être acheminée jusqu’à un centre de traitement. Cette eau, qui a circulé sous forte pression dans les couches sédimentaires, est généralement chargée en sel et contient beaucoup d’éléments en suspension. Le traitement consiste à éli- miner les chlorures, les éléments en suspension ainsi que les métaux, les sulfates et les carbonates qui ris- queraient de précipiter lors de la fracturation hydrau- lique suivante. Généralement, le coût du traitement de cette eau (décantation, floculation, électrocoagulation) est moindre que celui de l’achat, de l’acheminement et du stockage de la même quantité d’eau "pure" (coût moyen du traitement de 0,015 $ par litre dans les Marcellus shaleaux États-Unis).
Prévention d’éventuelles contaminations d’autres aquifères par les fluides de forage et de fracturation hydraulique
Le fluide injecté lors de la fracturation hydraulique est formé par un mélange d’eau et de sable (+ de 99 %) ainsi que des additifs chimiques.
L’injection de ce mélange sous forte pression (plus de 100 bars) permet la fracturation artificielle de la roche.
Le sable injecté avec le mélange a pour but de mainte- nir les fractures ouvertes une fois la fracturation hydraulique effectuée, afin de former un drain pérenne par lequel le gaz va pouvoir être produit.
Les additifs chimiques servent à rendre la fracturation hydraulique plus efficace et leur composition peut varier selon les conditions géologiques. Ils se classent en trois grandes catégories :
■ les biocides qui réduisent la prolifération bactérienne dans le fluide et dans le puits,
■ les produits qui favorisent la pénétration du sable dans les fractures,
■ les produits qui augmentent la productivité des puits.
Ces produits fortement dilués sont couramment utilisés dans la vie courante, comme les détergents, les cosmé- tiques ou les désinfectants. À la demande d’associations de consommateurs et des autorités américaines, de nombreux opérateurs ont publié la liste des produits présents dans le fluide de fracturation (Halliburton, Chesapeake, Range Ressource, figure 4).
Le développement très rapide de l’exploitation des gaz de schistes aux États-Unis depuis quelques années a donné lieu à quelques cas supposés de contamination
des nappes phréatiques superficielles par des fluides de fracturation. Il semble cependant que ces cas soient imputables à un défaut de cimentation dans les parties supérieures du forage, et non directement à l’exploita- tion des gas shaleou à la fracturation hydraulique. Les progrès effectués concernant le suivi et le contrôle de la fracturation hydraulique des couches riches en gaz de schistes (situées généralement à plus d’un kilomètre sous les nappes phréatiques) rendent le risque d’une mise en communication directe entre la couche exploi- tée et les nappes phréatiques très improbable.
Le gaz de houille
Le gaz de houille (Coalbed Methane(CBM)) est le gaz naturel adsorbé dans les charbons et communément appelé grisou. Ce gaz est généralement produit à partir de couches de charbons qui sont soit trop profondes, soit de trop mauvaise qualité pour être produites en mine. Le gaz de houille est produit dans plus d’une dou- zaine de pays répartis dans le monde, notamment aux États-Unis, mais aussi au Canada et en Australie. La Chine va également développer sa production dans un futur proche.
Le gaz de houille est généralement produit à partir de puits verticaux quand la fracturation naturelle (cleat)est suffisante pour obtenir un débit significatif de méthane.
Dans les cas où la fracturation naturelle est insuffi- sante, la technique de fracturation hydraulique est privi- légiée. Les puits horizontaux sont encore relativement peu utilisés du fait de l’épaisseur faible (quelques mètres au maximum) des bancs de charbon.
La particularité du gaz de houille réside dans le fait que la majeure partie du méthane est adsorbé sur le charbon lui-même (l’autre partie du gaz peut être contenue dans les fractures du charbon). La quantité de méthane adsorbé dépend du "rang" du charbon (voir fiche Panorama 2010 "Quelles ressources en charbon ?"), ainsi que de sa nature. Pour récupérer ce méthane, il faut dimi- nuer les conditions de pression. Cette dépressurisation s’effectue en pompant l’eau interstitielle contenue dans les charbons. Dans un premier temps, on commence donc par produire de l’eau puis, au fur et à mesure de la chute de pression, on produit de plus en plus de gaz (figure 5).
La gestion de l’eau est donc différente de celle effectuée pour les tight gaset le gaz de schistes. Il s’agit d’une eau de production que l’exploitant réinjecte dans un aquifère dès la première phase de production. Les volumes d’eau produits varient considérablement et cette phase peut durer quelques heures, quelques jours ou quelques mois.
Plus la phase de production d’eau sera courte au profit de la production de gaz, plus le puits sera rentable.
le point sur
Les gaz non conventionnels et l’eau
Conclusion
Le développement rapide de la production des gaz non conventionnels, et plus particulièrement du gaz de schistes, montre que la gestion de la ressource en eau doit être prise en compte pour un développement
pérenne de ce type de gaz. Si la gestion de cette eau est un paramètre nouveau dans la production de gaz, l’in- dustrie pétrolière est confrontée à cette problématique depuis fort longtemps, notamment en ce qui concerne la gestion des eaux de production (voir fiche "L’eau dans la production de carburants").
le point sur
Liste des additifs employés par Range Ressources dans les Marcellus shale(États-Unis) La composition peut légèrement varier d’un puits à l’autre en fonction des conditions locales
Additif Composition But Dilution Volume
Pourcentage Usage commun moyen
Créer des fractures L’eau est le principal L’eau est la molécule
Eau Eau
et y injecter le sable constituant 15 000 m3 94,69 % la plus abondante à
avec 15 000 m3 la surface de la Terre
Permettre aux fractures Le sable est le deuxième Le sable sert à la
Sable Sable
de rester ouvertes constituant avec 850 m3 5,17 % filtration de l’eau
+/– 750 tonnes potable
Acide Acide Dissoudre les ciments
Dilué à 1/4 de litre pour Piscines et nettoyants
dilué chlorhydrique minéraux dans
1 000 litres d’eau (1 m3) 5 m3 0,03 %
ménagers les fractures
Réduction
Dilué à 1/2 litre pour Traitement de l’eau
des pertes Polyacrylamide Réduire la friction
1 000 litres d’eau (1 m3) 7,7 m3 0,05 %
et des sols par frottements
Agent Glutaraldehyde,
Dilué à 1/2 litre pour Traitement de l’eau,
antimicrobien éthanol et Éliminer les bactéries
1 000 litres d’eau (1 m3) 7,7 m3 0,06 % désinfectant,
méthanol stérilisation médicale
Inhibiteur
Ethylene glycol,
Empêcher les dépôts Dilué à 1/10ede litre Traitement de l’eau,
de dépôt
alcool et
dans les tuyaux pour 1 m3d’eau 1,9 m3 0,01 % nettoyants ménagers, hydroxyde
agent de dégivrage de sodium
Eau 94,62 %
Sable 5,24 % Composition du fluide de fracturation (en volume)
Additif chimique 0,14 %
Inhibiteur de dépôt 0,01 %
Antimicrobien
0,05 % Réduction des pertes par
frottements 0,05 %
Acide chlorhydrique
0,03 %
Fig. 4 - Composition d’un fluide de fracturation (Range Ressource, Marcellus shale, États-Unis)
Source : Range Resources
Pour l’exploitation des gaz non conventionnels, la ges- tion raisonnée de la ressource en eau (prélèvement, traitement et recyclage) ne constitue ni un verrou tech- nologique, ni un frein au développement de nouveaux projets. Son coût est pris en compte lors des études économiques, au même titre que les autres travaux.
Cette gestion raisonnée de l’eau, bien commun à tous, est le garant d’une exploitation durable des gaz non conventionnels.
Roland Vially - roland.vially@ifpen.fr Manuscrit remis en décembre 2010
www.ifpenergiesnouvelles.fr
Établissement de Lyon
Rond-point de l’échangeur de Solaize BP 3 – 69360 Solaize – France Tél. : + 33 4 37 70 20 20 IFP Energies nouvelles
1 et 4, avenue de Bois-Préau
92852 Rueil-Malmaison Cedex – France Tél. : + 33 1 47 52 60 00 – Fax : + 33 1 47 52 70 00
Les gaz non conventionnels et l’eau le point sur
Fig. 5 - La production de gaz de houille
Source : IFP Energies nouvelles
Production CH4 Production eau
Temps Réinjection de l’eau dans un aquifère
Fracturation naturelle ou artificielle
Production
Séparateur/compresseur Puits producteur
Eau + CH4
Eau
CH4
CH4
Charbon
Unconventional gas and water
For a number of years now, the rapid development of unconventional gas use in North America has been revolutionising the natural gas market. This generic term refers to several production types, such as tight gas, shale gas and coalbed methane. What they have in common is that the rock needs to be “stimulated” in order to extract gas from it that can be commercially produced. These methods (horizontal drilling, hydraulic fracturing) all involve sensible management of the water needed for gas production.
The transition towards a sustainable energy system will take place over a number of decades, and during this time, supplies of hydrocarbon-based fuels will need to be maintained. Natural gas exists in plentiful supplies, its combustion produces fewer greenhouse gases than coal or oil and it looks set to play a key role. According to the International Energy Agency (IEA), gas consumption
— which stood at 3.1x1012m3(or Tm3) in 2008 — should reach 4.5 Tm3by 2035. In emerging countries, it should increase rapidly at a rate of 2% a year until 2035 (more than 5% for China and India).
There are around 180 Tm3of proven conventional natural gas reserves throughout the world (enough for 60 years at current consumption levels), and total reserves of more than 470 Tm3. This figure could be doubled if so- called unconventional gases — which are relatively unknown and have not yet been properly investigated — are added into the mix, something which will have a pro- found effect on how we view the gas market.
From a geological perspective, the formation of natural gas (both conventional and unconventional) results in particular from the transformation of organic matter over millions of years, under increases in pressure and temperature as it sinks deeper into the ground (thermo- genic gas). A small proportion of gas is generated by bacterial activity in shallow sediments (biogenic gas).
Methods for producing unconventional gas involve specific technologies, with the availability of water being a key factor.
Representing the various types of gas on a resource triangle (Figure 1) shows their distribution in relation to the size
of the resource and how easy they are to produce. The best conventional resources are at the top of the triangle.
These only represent a small proportion of total resources. Unconventional resources, more widely available, are at the base of the triangle, but these are more complicated and more expensive to produce.
There are three main types of unconventional gas:
■ tight gas (at the intermediary between conventional and unconventional production). This is gas which is contained in nonporous rock which is almost imper- meable,
■ shale gas, which is contained in clay,
■ coalbed methane, which has been adsorbed into coal.
There are also deposits of methane hydrates. These are mixtures of water and methane which, at certain pres- sures and temperatures, crystallise into solid form. They occur in Arctic permafrost regions and deep offshore.
Methane hydrates are a source of unconventional gas that has not yet been exploited and the potential of which has not yet been properly assessed. A number of different pro- duction techniques have been tested at pilot sites, but so far, none of them have really proven satisfactory.
The boundary between conventional and unconventional has a tendency to fluctuate with technological advances and changes in production costs. And the increase in production of unconventional gas makes this boundary particularly fuzzy. In the United States, production of unconventional gas now accounts for 52% of overall pro- duction — some 300 billion m3(Bm3) in 2009.
a look at
Unconventional gas and water
Source: IFP Energies nouvelles
Tight gas and shale gas
Tight gas and shale gas are gases contained in geological formations from which it is particularly difficult to extract them. Historically, these gases were produced in the United States by small independent companies, mainly in the Barnett Shale formation in Texas and the Fayetteville Shale formation in Arkansas. The interest in these resources has increased dramatically over the last few years, as certain technologies that make extracting them more profitable have become more widely available. The world’s largest gas companies are now securing their positions on the market by buying out the small indepen- dent companies that have been extracting the gas, or by entering into joint ventures with them. XTO, for example, has been bought out by ExxonMobil, Total and Statoil have entered into alliances with Chesapeake, and East Resources has been taken over by Shell.
Little is known about the extent of these resources outside of North America, and they are in the process of being assessed in several other countries. Australia, China and India in particular are interested in developing their potential. In Europe, the GASH programme (Gas Shale in Europe) launched in 2009 by a number of companies with support from IFP Energies nouvelles and other academic institutes and universities, is tasked with taking stock of Europe’s potential.
Two technologies are involved in developing the extraction of tight gas and shale gas: horizontal drilling and hydraulic fracturing. A reduction in the costs involved in both these techniques, together with a dramatic increase in gas recovery rates, means that they can now be marketed.
Fig. 2 - Horizontal drilling and hydraulic fracturing
Source: IFP Energies nouvelles
With horizontal drilling, gas from the production formation can be recovered over significant distances (1 to 3 km).
Also, optimising the architecture of horizontal wells, which involves drilling several wells from one drilling platform (cluster), keeps the amount of land required for the drilling operations to a minimum. Because the geological layers are extremely nonporous and almost impermeable, a very high density of wells is required (several wells per km2).
Hydraulic fracturing increases the production of each well. The technique involves injecting water at high pressure into the well so as to artificially fracture the rock. Fine sand and chemical additives can also be mixed in with the water to ensure that the fractures cre- ated do not close again and function as drains through which the methane contained in the rock can be extracted (Figure 2).
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Technological advances Conventional gas
Unconventional gas
Coalbed methane
Shale gas Tight
gas
High concentration Easy to develop Good productivity
Recently still considered unconventional gas
Greater volume of gas Gas hydrates
Good quality reservoirs Poor quality reservoirs Fig. 1 - Unconventional gas
Fracturing barrier Horizontal drilling
Vertical Drilling Fractures in the vertical plane 10 to 100 m
x100 to x 1000 m
Cemented tubing (isolating from the aquifers)
Formation Injection
of fine sand to keep the fractures open
1 to 2 km Aquifers
Hydraulic fracturing
Phase 1: Drilling + Injection of water (and additives) and sand Phase 2: Pumping out of water and production of methane
Unconventional gas and water
Because the petrophysical properties of the rocks in which the gas is enclosed (porosity and permeability) are usually poor or very poor, a well’s radius of drainage, even after hydraulic fracturing, is still quite small: a few ten to a few hundred meters. So in order to extract high quantities of gas, many horizontal wells have to be drilled and hydraulic fracturing needs to be carried out. The use of horizontal well technology has, however, made it possible to significantly reduce the total number of wells required.
For example, whereas before as many as 16 vertical wells (with as many drilling platforms) were needed to recover gas from a 1 mi2area (approximately 3 km2), only 6 to 8 horizontal wells are needed, on a single drilling platform, in order to extract gas from a zone of the same — or even greater — surface area.
The management of water in horizontal drilling and fractur- ing operations should factor in three major considerations:
■ the availability of the amount of water needed for drilling and fracturing,
■ the recycling and treatment of the water used so that it can be used again,
■ preventing other aquifers from being contaminated by drilling fluids.
Water management for drilling and hydraulic fracturing
Data varies considerably from one sedimentary basin to
another, as well as within the same basin. However, the order of magnitude for the volume of water needed for a drilling operation and the associated hydraulic fracturing is around 10,000 to 15,000 m3(Table 1).
Table 1
Estimates of the volume of water used for horizontal drilling and hydraulic fracturing operations at various basins in the United States
** Drilling operations carried out in the open air or with an oil-based sludge Note: these are average values and can vary from one drilling operation to another Source: All Consulting, 2008 in Department of Energy (DOE), 2009
By way of a comparison, a city such as Paris consumes an average of 550,000 m3of drinking water per day.
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Gas shale
objectives Total volume of water used per well
Barnett Water for drilling 1,500 m3
Shale Water for fracturation 8,600 m3
Total 10,100 m3
Fayetteville Water for drilling* 225 m3
Shale Water for fracturation 11,000 m3
Total 11 225 m3
Haynesville Water for drilling 3,780 m3
Shale Water for fracturation 10,200 m3
Total 13,980 m3
Marcellus Water for drilling* 300 m3
Shale Water for fracturation 14,300 m3
Total 14,600 m3
Mobile treatment unit
Water treated Water pumped
Return concentrated flow
Permeate flow
Unit
Transfer pump
Treated water storage impoundment 21,000 Gal
frac tanks Manifolded together with isolation values Batch operation 30,000 GPD Concentrate
hauled off-site Flow back
storage impoundment Transfer pump
Fig. 3 - Mobile water treatment facility for the Marcellus Shale formation (Pennsylvania, United States)
Source: D. Yoxtheimer, "Integrated Water Resource Management for Natural Gas Development", Marcellus Initiative for Outreach & Research, Varsovie, 2010
Unconventional gas and water
Recycling fracturing water
Part of the water injected into the well for the hydraulic fracturing is recovered when it goes into production. It can either be treated on-site at the drilling platform (Figure 3), or transported to a water treatment centre. This water, which has been circulating at high pressure within the sedimentary layers, usually contains salt and many sus- pended particles. Treating it involves removing the chlo- ride and the suspended particles, as well as any metals, sulphates and carbonates which might run the risk of pre- cipitating during the next hydraulic fracturing operation.
Generally, it costs less to treat this water (settling, floccu-
lation, electrocoagulation) than it costs to purchase, trans- port and store the same quantity of "pure" water (the average cost of treating water for the Marcellus Shale for- mation in the United States is $0.015 per litre).
Preventing other aquifers from being contaminated by drilling and hydraulic fracturing fluids
The fluid that is injected during hydraulic fracturing is made up of a mixture of water and sand (+99%), together with a number of chemical additives.
Injecting this mixture at high pressure (the pressure depends directly from the depth of the objective) artificially
a look at
Range Ressources Marcellus Shale hydraulic fracturing completions listing Individuals wells may vary slightly based on geologic and other conditions Additive
Compounds Purpose Use and dilution Volume Overall
Common use
type makeup
Create fracture network Water is the primary Water is the most
Water Water in shale and carry proppant constituent, consisting of about 4 million
94.69% abundant molecule on to the formation 4 million gallons per well gallons
the Earth’s surface Allow the fractures to Second most common
Drinking water
Sand Sand remain open so the gas constituent, about 226,000
5.17%
filtration, play sand
can escape 1,5 million pounds gallons
Diluted Hydrochloric Help to dissolve cement and Diluted at one-quarter of one 1,338
0.03% Swimming pool and acid acid minerals and initiative fractures gallon per 1,000 gallons of water gallons household cleaner Friction Polyacrylamide Reduce friction between Diluted at one-half gallon 2,040
0.05% Water treatment, soil
reducer fluid and pipe per 1,000 gallons of water gallons conditionner, children’s toys
Antimicro- Glutaraldehyde, Eliminate bacteria in the Diluted at one-half gallon 2,040 Water treatment, disinfectant, bial agent ethanol and water that produce corrosive per 1,000 gallons gallons 0.06% sterilize medical and dental
methanol byproducts of water equipments and surfaces
Scale Ethylene glycol,
Prevent scale deposit Diluted at one-tenth gallon 490 Water treatment, household inhibitor alcohol and
in the pipe per 1,000 gallon of water gallons 0.01%
cleaners, deicing agent sodium hydroxide
Water 94.62%
Sand 5.24%
Composition of hydraulic fracturing fluid (by volume)
Chemical additives 0.14%
Scale inhibitor 0.01%
Antimicrobial 0.05%
Friction reducer 0.05%
HCL acid 0.03%
Fig. 4 - Composition of hydraulic fracturing fluid (Range Resources, Marcellus Shale, United States)
Source : Range Resources
Unconventional gas and water
fractures the rock. The sand that is injected into the mixture keeps the fractures open after the hydraulic fracturing operation has been carried out. This creates a long-lasting drain through which gas can be recovered.
The chemical additives increase the efficiency of hydraulic fracturing and their composition varies depending on geological conditions. They are divided into three main categories:
■ biocides which reduce the spread of bacteria in the fluid and the well,
■ products which help the sand penetrate into the fractures,
■ products which increase the productivity of the wells.
These products are highly diluted and are commonly used in everyday life. They include detergents, cosmetics and disinfectants. At the request of various consumer associations and US authorities, many operators have published lists of the products they use in fracturing fluids (Halliburton, Chesapeake, Range Resources, Figure 4).
The very rapid development of shale gas extraction in the United States over the last few years has given rise to a number of possible incidents of shallow water tables having been contaminated by fracturing fluids. It appears, however, that these cases can be attributed to defects in the cementing in the upper sections of the drilling equipment, and not directly to the extraction of the shale gas or the hydraulic fracturing. The progress being made in monitoring and checking hydraulic frac- turing of layers that are rich in shale gas (usually more
than a kilometre beneath the water tables) makes the risk of any direct contact between the layer being mined and the water tables extremely low.
Coalbed methane (CBM)
Coalbed methane is a natural gas that is adsorbed into coal, commonly known as firedamp. It is generally pro- duced from coal seams that are either too deep, or of a quality that is too poor for them to be mined. Coalbed methane is extracted from coal beds in more than a dozen countries throughout the world, particularly in the United States, Canada and Australia. China is also going to increase its production in the not-too-far-distant future.
Coalbed methane is generally produced from vertical wells when the natural fractures (known as cleats) in the coal are large enough for them to produce signifi- cant flows of methane. When the cleats are too small, hydraulic fracturing is carried out. Horizontal wells are still only relatively rarely used because the coal seams are relatively thin (no more than a few metres).
One of the distinctive features of coalbed methane is the fact that most of the methane is adsorbed into the coal itself (the rest of the gas can be contained in the coal cleats). The quantity of the methane absorbed depends on the coal’s "ranking" (see the 2010 Panorama article
"World coal resources"), as well as its type. To recover this methane, the pressure has to be reduced. This is done by pumping out the interstitial water contained in the coal. This means that initially, only water is
a look at
Fig. 5 - Coalbed methane production
Source: IFP Energies nouvelles
CH4 production Water production
Production
Water + CH4
Water
CH4
CH4
Production well Separator/Compressor
Natural or artificial fracturing
Coal
Reinjection of water into the aquifer
Time
produced, and then as the pressure falls, more and more gas is produced (Figure 5).
The way in which water is managed is therefore different from the way it is managed when extracting tight gas or shale gas. The water is production water that the operator reinjects into the aquifer as soon as the first production phase is underway. The volumes of water produced can vary considerably, and this phase can last a few hours, a few days or even few months. The shorter the water pro- duction phase, the longer the gas production phase will be, and so the more profitable the well will be.
Conclusion
The rapid increase in the production of unconventional gas — shale gas in particular — demonstrates that water management has to be factored in, in order for the production of this type of gas to keep developing in
the long term. Although having to manage this water is a new parameter in gas production, the petroleum industry has been having to deal with it for a very long time, particularly with regard to production water (see the Panorama article "Water in fuel production").
As far as extracting unconventional gas is concerned, sensible water management (taking it out of the ground or lake, river, sea, etc., processing and recycling it) is neither a technological obstacle, nor does it hinder the development of new projects. The cost is taken into account when carrying out economic studies, along with the cost of other work. This sensible management of water — something which belongs to all of us — is what will make it possible to extract unconventional gas on a long-term basis.
Roland Vially - roland.vially@ifpen.fr Final draft submitted in December 2010
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