Fluide de fracturation

Ces fluides peuvent être injectés à plusieurs kilomètres de profondeur dans le cas des forages gaziers ou pétroliers, ou parfois simplement en subsurface dans le cas d'un puits destinés à produire de l'eau potable, industrielle ou d'irrigation) (Dans ce dernier cas, le fluide n'est généralement que de l'eau, éventuellement additionnée de proppants. Dans les autres cas du sable et des proppants synthétiques, et de nombreux additifs chimiques y sont introduits (moins de 1 % du volume total selon les exploitants, mais dans des volumes d'eau qui peuvent être importants).

Ces deux paramètres sont encore tenus confidentiels par les exploitants, tant pour une grande partie des produits chimiques utilisés, que pour la nature des mélanges et la teneur respective de chaque produit (qui peut varier tout au long du processus de fracturation). Les exploitants sont tenus de déclarer aux autorités responsable les produits et additifs employés, leur nom commercial et de fournir la Fiche de sécurité/MSDS (material safety data sheet) correspondante.

Des représentants des grandes compagnies ont demandé au Sénat américain que la loi ne les oblige pas même à révéler les noms de ces produits.

Depuis les années 2000, quelques groupes du domaine des industries de « services pétroliers » se partagent ce marché en pleine expansion. Il est en expansion rapide car les ressources conventionnelles les plus accessibles en hydrocarbures sont toutes épuisées, forçant les entreprises pétrolières et gazières à utiliser des forages profonds, dirigés pour collecter du gaz de schiste et de huiles non-conventionnelles, plus profonds et/ou nécessitant des forages dirigés et multiples qui consomment de plus en plus de fluides de forage et de fracking. Au début des années 2010, ce marché était évalué dans le monde à environ 20 milliards de dollars (16 Mrds €) par an[1]), ainsi que des molécules modifiant ou contrôlant la viscosité. Parmi ces entreprise on trouve principalement (Vers 2010)

• Halliburton[1] et quelques multinationales du domaine de la chimie de spécialité et des additifs :
  • Lubrizol[1],
  • la division Engineered Chemistry de Weatherford International (Basée à Houston, au Texas et détenant alors une dizaine d'usines ou plate forme industrielles chimiques, presque tous situés en en Amérique du Nord)[1] ;
  • la division Integrity Industries de Weatherford International (son siège est aussi au Texas, basé à Kingsville et elle possédait alors 14 usines, également essentiellement situées en en Amérique du Nord, spécialisées dans la production de fluides de forage et d'adjuvants de forage)[1] ;

ces deux derniers groupes (qui appartenaient à Weatherford) ont été achetés par Lubrizol[1].

L'injection proprement dite du fluide produit le phénomène physique de la cavitation qui est utilisé pour améliorer la performance de la technique de forage de puits. L'avantage de cette méthode est qu'elle combine les effets positifs des méthodes de forage vibratoires et rotatives, en associant :

• la cavitation, et les effets dynamiques des ondes de choc, produites à haute fréquence,
• aux effets statiques de l'outil de coupe de type trépan, utilisant l'eau ou un autre fluide de fracturation, que le forage soit vertical ou horizontal[2].

Elles portent sur les impacts sur l'environnement et la santé;

Des citoyens riverains de gisements, et des petites communes se sont peu à peu inquiété, pour leur eau potable et pour leur environnement.
Parmi les États, c'est l'État de New-York qui semble le premier s'être inquiété pour ses ressources en eau potable. Elles proviennent en effet de deux vastes bassins versants, et de nappes situés dans des secteurs faisant depuis la fin des années 2000 l’objet d’une intense prospection gazière et qui commencent à être exploitées pour le gaz de schiste. Cet État a identifiés que plusieurs des produits chimiques constituant les additifs utilisés aux États-Unis et au Canada dans les fluides de fracturation du sous-sol [3] peuvent être toxiques pour l'environnement, et affecter la santé humaine.

Une première synthèse [4] a été produire en 2010, ainsi qu'une vidéo pédagogique [5], avec l'aide du New York Community Trust, d'une fondation (Winslow Foundation) et de l'EPA (Environmental Protection Agency) à partir des quelques données publiques disponibles (analyses [6] de fluides utilisés dans un forage de puits de gaz naturel (Crosby 25-3, dans le County Parc, Wyoming), à l'occasion d'un accident qui a libéré du gaz naturel, des condensats d'hydrocarbures et des fluides de forage autour du puits creusé par Windsor Energy Inc, société basée à Oklahoma City, à cause d'une brèche du tubage de surface, durant environ 58 heures du 11 au 13 août 2006).
Cette synthèse a été produite pour la revue anglophone (International Journal of Human and Ecological Risk Assessment), par les scientifiques de TEDX (The Endocrine Disruption Exchange ; ONG spécialisée dans l'étude des perturbateurs endocriniens, https://web.archive.org/web/20110128174333/http://endocrinedisruption.com/home.php spécialisée dans les questions d'évaluation des risques écologiques et sanitaires, par des scientifiques Colborn et al [4] - [7].

Un exemple est donné ci-après pour montrer la variété des additifs susceptibles d'être employés sur chantiers. En l'absence de références précises sur l'origine de l'échantillon ainsi analysé on considèrera cet inventaire avec une certaine prudence. En effet certains des produits mentionnés sont incompatibles entre eux ou ne peuvent pas être employés simultanément puisque leurs fonctions sont antagonistes. Ceci peut laisser penser qu'il y a eu mélanges entre des fluides de différentes origines (fluide de forage à base d'eau, fluide de forage ou de traitement à base d'hydrocarbures raffinés, fluides de traitement d'eaux industrielles) et que des échantillons issus de ces mélanges ont été prélevés pour l'analyse, soit dans un bassin de rétention soit dans une centrale de retraitement.

Outre de l'eau potable ou non (99 % de la partie liquide du fluide au moins selon les exploitants)

Des sables radioactifs sont souvent utilisés pour faciliter certaines mesures du réseau fracturé (in situ) [26].
À la suite de la détection de radium-226 dans les cours d’eau drainant le champ gazier d'extraction de gaz de schiste de Marcellus Shale, et à la suite d'une étude de l'EPA, le DOE et le Département de la Santé de l’État de New-York) et General electric vont dépenser 2 millions de dollars sur 2 ans pour décontaminer des sols et sédiments pollués par la radioactivité libérée dans les rivières à partir des produits utilisés ou remontés par les fluides de fracturation et de forage[27]
Une technologie alternative incluant des éléments non radioactifs introduits dans le revêtement d'un agent de soutènement enduit de résine a été présentée en 2009. L'agent de soutènement est étiqueté non dangereux et respectueux de l'environnement. Il est tagué par une activation in situ (après qu'il a été placé dans la fracture) par un outil de diagraphie contenant une source de neutrons. La balise émet des rayons gamma activés à un niveau d'énergie caractéristique qui peut être détecté par l'outil de consignation [28].

Proportions de divers agents chimiques utilisés dans la part d'additifs du fluide de fracturation (pour un cas présenté, dans le réservoir « Fayetteville Shale » aux États-Unis[29]

Ces proportions peuvent significativement varier selon les contextes et les objectifs opérationnels, avec des ajustements faits lors du forage.
Le tableau ci dessous donne une liste et des taux indicatifs publiés aux États-Unis (2009)[30].