Sommaire: Etude des impacts environnementaux de gaz de schiste

Liste des figures
Liste des tableaux
Liste des sigles et acronymes
Introduction générale
Chapitre I : Etude générale sur les hydrocarbures non conventionnels
I.1. Introduction
I.2. Les hydrocarbures non conventionnels
I.2.1. Définition
I.2.2. Les différents types d’hydrocarbures liquides non conventionnels
I.2.2.1 Les pétroles non conventionnels contenus dans une roche réservoir
I.2.2.1.1 Tight oïl
I.2.2.1.2 Les pétroles lourds ou extra-lourds
I.2.2.1.3 Les sables bitumineux
I.2.2.2 Les pétroles non conventionnels contenus dans une roche-mère
I.2.2.2.1 Les schistes bitumineux (oïl shales)
I.2.2.2.2 Les pétroles de schistes (shale oïl)
I.2.3 Les différents types d’hydrocarbures gazeux non conventionnels
I.2.3.1 Tight gaz
I.2.3.2 Le gaz de schiste (Shale Gas)
I.2.3.3 Le gaz de houille
I.2.3.4 Les hydrates de gaz (Gas hydrate)
I.3 Les réserves internationales de gaz de schiste
I.3.1 Classement des réserves important
I.4 Production de gaz de schiste
I.4.1 Etats-Unis
I.4.2 Canada
I.4.3 Australie
I.4.4 Afrique du Sud
I.4.5 Mexique
I.4.6 Chine
I.4.7 Europe
I.4.7.1 Les pays qui ont choisi la précaution
I.4.7.1.1 Bulgarie
I.4.7.1.2 Roumanie
I.4.7.1.3 République Tchèque
I.4.7.1.4 Grande Bretagne
I.4.7.1.5 Allemagne
I.4.7.2 Les pays qui exploitent le gaz de schiste
I.4.7.2.1 Hongrie
I.4.7.2.2 Pologne
I.5 Processus de production de gaz de schiste
I.5.1 Les travaux préliminaires
I.5.2 L’exploration et la fracturation
I.5.3 Le projet pilote ou la phase de développement
I.5.4 La production
I.5.5 La distribution
I.5.6 La fermeture définitive.
I.6 Principe de la fracturation hydraulique
I.6.1 Le forage
I.6.2 Fracturation hydraulique
I.6.2.1 Le fluide de fracturation : pressions, volumes d’eau injectés
I.6.2.2 Les agents de soutènement
I.6.2.3 Les additifs chimiques utilisés dans la fracturation
I.6.2.4 Les Equipements de fracturation
I.6.3 Puits multilatéraux
I.7 Les techniques alternatives
I.7.1 La fracturation par arc électrique
I.7.2 La fracturation par procédé thermique
I.7.3 La fracturation pneumatique.
I.7.4 Avantages et inconvénients des principales techniques alternatives à la fracturation hydraulique à la base d’eau
I.8 Conclusions
CHAPITRE II : Etude générale sur les gaz de schiste en Algérie
II.1 Introduction
II.2 La réglementation algérienne
II.3 Projet d’explorations
II.3.1 Projet d’exploitation du gaz de schiste à Timimoun
II.3.2 Gaz de schiste : forage de 4 puits en Algérie
II.4 Les sources d’eau au sud
II.5 Les réservoirs algériens
II.6 Les caractéristiques des réservoirs algériens
II.6.1Bassin Ghadamès (BERKINE)
II.6.1.1 Contexte géologique
II.6.1.2 Propriétés réservoir (zone prospective)
A-Formation Silurien Tanezrouft
B-Formation du Dévonien Frasnien supérieur
II.6.2 Bassin Illizi
II.6.2.1 Contexte géologique
II.6.2.2 Propriétés réservoir (zone prospective)
II.6.3 Bassin Ahnet
II.6.3.1 Contexte géologique
II.6.3.2 Propriétés de Réservoir (zone prospective).
A-Formation Silurien Tanezrouft
B-Formation Frasnien Dévonien
II.7 Comparaison du gaz de schiste Ahnet Frasnien (Algérie) avec les principaux US Shales Gas (résultats préliminaires)
II.8 Conclusion
CHAPITRE III : Etude des impacts environnementaux liés aux développements des gaz de schiste en Algérie
III.1. Introduction
III.2.Approche préliminaire d’évaluation des impacts environnementaux
III.2.1. Synthèse des impacts environnementaux
III.2.1.1 Contamination des eaux souterraine
III.2.1.2 Contamination de sol
III.2.1.3 Consommation d’eau
III.2.1.4 Les eaux usées
III.2.1.5 Pollution de l’air
III.2.1.6 Bruits
III.2.2 Revue sur la réglementation algérienne
III.2.3 Grille d’évaluation
III.2.4 Evaluation préliminaire des impacts selon le cycle de vie du développement
d’un puits de gaz de schiste
III.2.4.1. Identification du site et préparation
III.2.4.2 Well conception, le forage, la cimentation et tubage
III.2.4.3. Technique de la fracturation hydraulique
III.2.4.4 Well complétion, la gestion des eaux usées
III.2.4.5 Well production
III.2.4.6 Well abondement
III.2.5 Synthèse des résultats
III.2.5.1 Interprétation des résultats
III.3 Etude comparative du modèle algérien et du modèle américain de gestion de l’eaude fracturation hydraulique
III.3.1 Cycle de vie de l’eau de fracturation hydraulique
III.3.1.1 Acquisition de l’eau
III.3.1.2 Mélange de produits chimiques .
III.3.1.3 Injection de fluide.
III.3.1.4 Reflux et l’eau production
III.3.1.5 Traitement des eaux usées et l’élimination des déchets
III.3.1.6 Analyse et traitement
III.3.2 Modèle américain .
III.3.2.1 L’approvisionnement et quantité d’eau utilisée
III.3.2.2 Récupération
III.3.2.3 Le traitement des eaux
III.3.3 Modèle algérien
III.3.3.1 L’approvisionnement et quantité d’eau utilisée
III.3.3.2 La récupération
III.3.3.3 Le traitement des eaux
III.3.4 Analyse comparative du modèle algérien et du modèle américain de gestion de l’eau
III.3.4.1 Interprétations des résultats
III.4 conclusion
Conclusion générale
Annexes
Glossaire
Références bibliographiques

♣ Extrait du mémoire

Chapitre I : Etude générale sur les hydrocarbures non conventionnels
I.1 Introduction :
Les hydrocarbures non conventionnels est continu dans des roches sédimentaires argileuses très compacts et très imperméables, qui renferment au moins 5 à 15% de matières organique, Parmi les hydrocarbures non conventionnels, on peut citer : Les sables bitumineux, Les pétroles de schistes, gaz de schiste, Tight gaz.
Ces ressources sont maintenant exploitables grâce au développement de la technologie, parmi les pays les premiers engagent vers la production de ces ressources est les USA.
La technologie de la fracturation hydraulique est mieux adapter pour extraire ces ressources malgré ses impacts environnementaux et économiques.
Dans ce chapitre on va présenter une revue sur la littérature de gaz de schiste, la fracturation hydraulique et les technologies alternatives.
I.2 Les hydrocarbures non conventionnels :
I.2.1 Définition :
Les hydrocarbures existants et produits à partir d’un réservoir ou d’une formation géologique se présentant au moins sous l’une des caractéristiques ou conditions suivantes (Loi, 13-01) :
* Réservoirs compacts dont les perméabilités matricielles moyennes sont égales ou inférieures à 0,1 Milli-Darcy et/ou qui ne peuvent être produits qu’à partir de puits horizontaux et fracturation étagée.
* Formations géologiques argileuses et/ou schisteuses imperméables ou à très faible perméabilité qui ne peuvent être produits qu’à partir de puits horizontaux et fracturation étagée.
* Formations géologiques contenant des hydrocarbures présentant des viscosités supérieures à 1000 Centpoises ou des densités inférieures à 15° API (Institut Américain du Pétrole).
* Réservoirs à haute pression et haute température se présentant dans des conditions de pression et/ou de température suivantes :
– Pression de fond égale ou supérieure à 650 bars.
– Température de fond supérieure à 150° C.
I.2.2 Les différents types d’hydrocarbures liquides non conventionnels :
I.2.2.1 Les pétroles non conventionnels contenus dans une roche réservoir:
I.2.2.1.1 Tight oïl :
Ce sont des pétroles contenus dans des réservoirs de mauvaise qualité généralement inter stratifiés dans les niveaux de roche-mère, ils sont appelés « Tight » (compacts) par abus de langage et raccourcissement de l’expression « huiles de réservoirs compacts ».
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