Gaz de couche

Ne doit pas être confondu avec gaz de houille.

Le « gaz de couche » parfois dit « gaz de houille »^[1] (expression qui a aussi un autre sens pour les francophones) ou gaz de charbon, est un gaz, principalement constitué de méthane, qui est piégé (adsorbé) au cœur de la matrice solide du charbon dans les bassins houillers, dans les micropores du charbon des veines souterraines profondes de charbon non exploitées ou incomplètement exploitées.

Ce gaz est présent sous forme presque liquide en raison de la pression à laquelle il est soumis.

Dans certaines conditions, il peut être désorbé et valorisé, mais c’est aussi un puissant gaz à effet de serre s’il est perdu dans l’atmosphère et, comme toutes les sources d’énergies fossiles, il produit du CO₂ quand on le brûle.

Vocabulaire

Les anglophones utilisent le sigle CBM pour « coalbed methan » qui désigne de manière générale le méthane houiller, alors que le sigle ECBM (pour enhanced coal bed methane) désigne le méthane extrait dans la houille au moyen des techniques modernes^[2].
Il fait partie des « gaz naturels non-conventionnels » (avec les gaz de schistes, les hydrates de méthane (clathrates sous-marins ou des pergélisols), ou le CH4 dissous dans certaines eaux souterraines salines)^[3].

En Australie, on parle aussi de « coal seam gas » (en abrégé CSG^[4]).

De petites failles ou fractures naturelles ouvertes dans les couches de charbon (dites « cleats » pour les anglophones) peuvent également accumuler du grisou, quand elles ne sont pas saturées d'eau (par exemple suite à un pompage ou dans une zone de cône de rabattement de nappe).

Histoire

Ce gaz a d’abord été connu comme « grisou », redouté des mineurs en raison des risques mortels d’explosion de poches de gaz formées dans les galeries de mines. L’industrie gazière cherche aujourd'hui par de nouveaux moyens à le désorber de sa matrice pour l’exploiter, via des puits spéciaux aboutissant à des forages dirigés, horizontaux ou suivant le pendage de la veine de charbon, et à moindre coût car sans galeries ni présence humaine.

Parce qu’essentiellement constitué de méthane, c’est aussi un puissant gaz à effet de serre (le méthane est à court terme plus de 20 fois plus actif que le CO₂ en termes de facteur de réchauffement de l’atmosphère).

À la fin du XX^e siècle, alors que les gisements pétroliers et gaziers conventionnels s’épuisaient, il est rapidement devenu une source importante d'énergie aux États-Unis, Canada et dans quelques autres pays qui expérimentent des techniques nouvelles de récupération de ce gaz.
L'Australie en possède aussi de riches gisements^[4].

Selon sa nature le charbon est plus ou moins riche en gaz de couche^[5]. En général, contrairement à beaucoup de gaz naturels conventionnels, le méthane de houille contient très peu d'hydrocarbures plus lourds (tels que le propane ou le butane, et peu de CO₂ (environ 1 %).

Technologies d’extraction

Il existe deux grandes approches.

La récupération « passive » du grisou

Le grisou est « naturellement » exprimé par des mines de charbon anciennes. La récupération se pratique par exemple en France depuis les années 1970 avec Méthamine (devenu Gazonor) dans le bassin minier du Nord-Pas-de-Calais en France. Cette activité n’est pas source de polémique, car ce grisou est de toute façon produit par le charbon mis hors d’eau par l’ancienne exploitation minière, et parce qu’il est valorisé comme combustible, tout en faisant en sorte qu’il ne soit ainsi pas émis dans l’atmosphère (ce qui limite nos contributions à l’effet de serre). Dans une certaine mesure il existe un phénomène auto-entretenu de production de grisou : le réservoir ayant été mis hors d’eau, du grisou peut s'en désorber lentement. Ceci induit un changement de pression dans la matrice qui modifie la porosité et la perméabilité du charbon par des phénomènes de retrait et gonflement de la matrice charbonnière. Le gaz étant désorbé, la pression qu’il exerçait dans les pores du charbon diminue, entraînant leur rétrécissement de la taille et limitant le débit d’expulsion du gaz par le charbon. Mais d’autre part, le rétrécissement des pores fait que l'ensemble de la matrice se décompresse, ce qui peut éventuellement augmenter la libération du gaz qui circulera plus ou moins rapidement dans la couche selon son degré de porosité. Dans d’anciens bassins très exploités tels que le bassin minier du Nord-Pas-de-Calais, l’importance des affaissements et dérèglements de surface laisse penser que les couches sont notablement fracturée. C’est ainsi que Gazonor peut exploiter des quantités significatives de méthane remontant des anciennes houillères.

La récupération assistée de gaz de couche

Elle s’appuie sur les techniques pétrolières de forage ; via un forage et un tubage d’acier descendant d’abord verticalement, puis orienté au sein de la veine de charbon (de 100 à 1 500 mètres voire plus sous terre). L’opérateur fait diminuer la pression dans la veine de charbon qui libère alors de l'eau et du gaz qui seront séparés en surface. Le gaz est séché et envoyé à une station de compression et injecté dans un gazoduc et l’ «eau de production» est soit réinjectée dans des formations isolées, soit envoyé dans des bassins d'évaporation, soit rejetée dans les cours d'eau, ou parfois utilisée pour l'irrigation. Dans ce cas, des précautions particulières sont à prendre, car cette eau contient typiquement des minéraux dissous, tels que bicarbonate de sodium et des chlorures, voire des métaux lourds ou radionucléides qui étaient antérieurement piégés dans le charbon.

Cette technique d’extraction nécessite de connaitre l’épaisseur, la largeur et le pendage des couches de charbon qu’on souhaite exploiter (par analyse sismique préalable du sous-sol et modélisation).

Contrairement aux gaz de schistes, cette technique permet de forer le charbon naturellement micro-fracturé sans fracturation hydraulique (« fracking » pour les anglophones). 95% des sites de production actuels de gaz de couche dans le monde, utilisent les forages horizontaux.

La gazéification in situ de veines souterraines de charbon a également été tentée^[6] à la fin du XX^e siècle, par plusieurs moyens, mais avec des résultats mitigés^[6]. On a aussi cherché à fabriquer des carburants liquides à partir du charbon^[7].

La perméabilité des réservoirs

La perméabilité du réservoir (veine de charbon) est un facteur clé pour l’exploitation du gaz de houille. Le charbon lui-même est un réservoir assez faiblement perméable pour ce méthane. Selon le type de charbon, il présente une structure en microfeuillets et/ou microfracturée (avec 2 types de microfractures ; en réseaux de microfissures « bout-à–bout » (matrice plus perméables) ou « à angles droits » (moindre perméabilité) et le rapport entre ces deux perméabilité peut varier de 1:1 à 17:1. ; on dit que cette perméabilité est anisotrope.

Des réseaux de microfailles, failles ou des effets de pression différentiée de la veine modulent en outre la perméabilité au sien d’une même veine, de même que la proximité des limites de la veine (« frontières lithologiques »). À petite échelle, l’écoulement des fluides dans les réservoirs de méthane houiller emprunte généralement des chemins orthogonaux. Cette mauvaise perméabilité fait que les aires de drainage autour des puits de méthane de houille sont souvent de forme elliptique.

Propriétés intrinsèques affectant la production de gaz

Le gaz de houille est essentiellement constitué de méthane, avec une faible proportion d’éthane, d’azote, de dioxyde de carbone et de quelques autres gaz. Les propriétés intrinsèques de chaque charbon déterminent la composition exacte du gaz, et la quantité de gaz qui peut en être extraite.

Porosité du charbon

Le porosité des réservoirs de houille est habituellement très faible (de 0,1 à 10 % dans le meilleur des cas).

Capacité d'adsorption du charbon

La capacité d'adsorption du charbon est mesurée par le volume de gaz adsorbé par unité de masse de charbon. Elle est habituellement exprimée en SCF (standard cubic feet, le volume (en pieds cube dans les pays anglosaxons) mesuré aux conditions normales de température et de pression) de gaz par tonne de charbon.

Cette capacité d'adsorption dépend du type et de la « qualité » du charbon. On trouve ainsi des taux de méthane adsorbé variant de 100 à 800 SCF/tonne pour les veines de charbon étudiées aux États-Unis.

La plus grande partie du gaz présent dans les couches de charbon se présente sous forme adsorbée. Quand un « réservoir » est mis en production, c’est d’abord l’eau présente dans les espaces de fracture qui est pompé ; cette mise en dépression améliore la désorption du gaz par la matrice charbonneuse.

Perméabilité fracturale du charbon

Comme indiqué précédemment, et conformément à la théorie de la percolation, c’est la perméabilité permise par le réseau de micro-fracture qui détermine les voies d’acheminement du gaz dans la couche charbonneuse. Plus grande est cette perméabilité, plus élevée sera la production potentielle de gaz.

Dans la plupart des couches de charbon testées aux États-Unis, cette perméabilité était de 0,1 à 50 millidarcys. La perméabilité des réservoirs fracturés peut être augmentée en appliquant certains stress au réservoir, ce qu’on fait avec les techniques de fracturation hydraulique qui doivent cependant être soigneusement maitrisée pour ne pas pousser le gaz hors de la veine ou du système visant à le drainer jusqu’au puits de récupération. Le charbon présente une perméabilité assez sensible aux stress mécaniques, permettant ce que les industriels appellent des opérations de « stimulation » de la production.

Épaisseur de la formation et pression initiale du réservoir

La teneur en méthane varie fortement selon les conditions de la formation du charbon et selon la nature géologique du « réservoir » (intégrité, faillage, etc.).

L’épaisseur de la couche de charbon n’est donc pas nécessairement proportionnelle au volume de gaz potentiellement extractible. Pour qu’un réservoir libère beaucoup de gaz, il faut qu’il en contienne beaucoup et que la différence de pression entre le puits et la couche de charbon soit aussi importante que possible, comme c'est le cas avec n'importe quel réservoir productif.

Certaines formations de charbon (et de schistes) peuvent présenter des concentrations rentables de gaz quelle que soit l'épaisseur de la formation et d’autres non. Par exemple, dans le bassin houiller de Cherokee (Sud Kansas), un puits a remonté une quantité importante de gaz d’une couche de charbon peu épaisse (1–2 pieds) alors qu’une autre couche deux fois plus épaisse n’a à peu près rien produit.

Composition macérale

Le potentiel gazier d'une veine de houille semble aussi dépendre de sa teneur, sa composition et sa répartition (homogènétité/hétérogénéité) en macéraux (les macéraux sont des entités pétrographiques ; l’équivalent microscopique des minéraux, mais dans les roches fossiles d’origine organique). Une teneur élevée en vitrinite est prédictive d’une chance plus élevée d'extraction rentable de gaz de houille, alors qu’une teneur élevée en inertinite augure un mauvais rendement)

Autres paramètres

Parmi les autres paramètres affectant notamment la densité en gaz du charbon figurent ;

la densité initiale du charbon
la concentration initiale du gaz (en phase gazeuse) dans le charbon
le seuil critique de saturation en gaz
la saturation irréductible en eau
la perméabilité relative (à l'eau et au gaz)

Rendements

La qualité du gaz de houille est souvent bonne, mais les rendements des puits d’exploitation sont généralement bien moindres que ceux exploitant des réservoirs conventionnels de gaz naturel, avec typiquement un maximum à environ 0,1 m³/ s par forage ((8,500 m³/j), et ils peuvent générer d'importants coûts initiaux. Les profils de production des puits sont généralement caractérisés par une production de gaz qui augmente dans un premier temps alors que de l'eau est pompée dans la couche (phase de désorption maximale) avant un débit déclinant. Certains opérateur injectent du co2 ou de l’azote par un autre puits pour « pousser » le gaz restant vers le puits d’extraction.

Qualité du gaz

La teneur en méthane du gaz de couche est généralement excellente et très régulièrement supérieure à 90% de méthane.

Si la teneur en méthane du gaz de houille est inférieur à 85 % de méthane, il peut ne pas être commercialisable, bien qu’éventuellement valorisable dans certaines centrales thermiques avec des configurations spécifiques de ces centrales.

Controverses

Ces techniques font l'objet de controverses principalement du fait de l'amalgame avec le gaz de schiste; d'abord aux États-Unis et au Canada, et de la part d'ONG impliquées dans la protection de la nature ou de l’eau^[8]^,^[9], et depuis fin 2010 en Europe, puis en Aout 2011 en Australie où le Premier ministre de la Nouvelle Galle du Sud (B. O’Farell) a annoncé vouloir interdire deux exploitations de gaz de houille, suite au fait que Ross Sunn, porte parole de l’Association des exploitants et producteurs de pétrole australien a reconnu que « le forage, à différents degrés, a un impact sur les aquifères adjacents », après avoir durant plusieurs années affirmé le contraire selon B. O’Farell^[10]., et alors qu'une série de régions administratives demandaient un moratoire sur les exploitations existantes^[11].

Les reproches qui lui sont faits portent principalement sur les impacts environnementaux et sanitaires, directs et indirects. En théorie - dans la plupart des pays - ces impacts environnementaux auraient dû être décrits par les études initiales d’impacts puis limités ou compensés par des mesures conservatoires ou compensatoires adaptées, sous le contrôle des gouvernements et de certaines de leurs agences et ministères, à l’occasion des procédures d'autorisation d’exploration et d'exploitation, qui offrent généralement une occasion de consultation publique et d'enquête publique.

Les exploitants sont également tenus d'obtenir des permis ou autorisations pour la construction pour les routes, de pipelines et de l’infrastructure technique éventuelle, ainsi que pour les rejets d’eaux usées. Ils devraient également, théoriquement, réparer certains impacts environnementaux quand la loi le demande.

Cependant, ces techniques étaient nouvelles, peu connues du public et des agences environnementales et leurs experts étaient au sein des entreprises d’exploration ou d’extraction. De plus, les additifs chimiques utilisés n’étaient pas même connus de l’EPA (jusque fin 2010), les industriels arguant qu’ils relèvent du secret commercial ou de fabrication.

On reproche notamment au gaz de houille :

Jusqu’en 2010 au moins, les industriels gaziers semblent ne pas avoir fait preuve de transparence, même envers les administrations qui auraient légitimement du être informées. Ils ont notamment refusé de divulguer au public, aux sénateurs américains, à l’État de New-York et à divers ONG environnementales la liste des produits chimiques qu’ils injectaient dans les fluides de forage et de fracturation.
Aux États-Unis et au Canada où des dizaines de milliers de puits ont été creusés en moins d’une décennie, les forages et leur exploitation semblent avoir généré, outre d’importants impacts paysagers, des effets négatifs imprévus (fuites de méthanes ou de produits toxiques vers la surface ou les eaux potables) et dans certaines cas avec des effets graves pour l’environnement et la santé, notamment dénoncés par le film Gasland. Au Colorado la société EnCana a eu une amende de 371,000 dollars, la plus forte amende donnée à une société gazière pour un accident de 2004 qui a eu lieu à Divide Creek (importante fuite de méthane)^[12].
Un autre problème est l’incertitude sur le comportement à moyen et long terme des couches explorées (ou enrichies en CO₂ dans le cas d’une utilisation secondaire des pores du charbon comme séquestrateur de carbone), dont en cas de tremblement de terre et/ou de remontée rapide d’aquifères circulants (suite à des arrêts de pompages industriels ou d’exhaure par exemple).
La porosité du charbon, mais aussi la perméabilité verticale et horizontale des couches qui entourent la veine de charbon (grès, schistes, plus ou moins imperméables ou faillés.) sont en général évaluées par modélisation. Or, ces paramètres sont importants et devraient être connus pour éviter un drainage minier, notamment en présence de systèmes artésiens circulants^[13].
Au fil du temps, alors que les rendements baissent, les puits peuvent être de moins en moins espacés pour extraire le méthane restant.
L'eau remontée peut contenir des taux important ou excessifs de substances dissoutes toxiques ou indésirables (métaux lourds, radionucléides), en proportion variable selon le type de charbon et son degré de fracturation.
Les prélèvements d'eau ou les forages traversant les aquifères peuvent affecter la ressource générale en eau, de même que les rejets d’eaux de mauvaise qualité en rivière^[14]. À titre d’exemple, selon le “Wyoming State Geological Survey”, l’extraction de gaz de couche a nécessité le pompage de 6 millions de barils d’eau souterraine (191 millions de gallons) rien que pour les couches de houille du « Powder River Basin » située dans le sous sol sud du Montana et du Wyoming et la plupart de ces eaux a été rejetée dans des bassins d’évaporation ou rejetée en surface sans usages spécifiques^[15], gaspillage d’eau jugé en 2010 inconstitutionnel par un tribunal du Montana^[15].
Localement l'eau extraite des couches profondes est évaporée dans les grands bassins, produisant des eaux très salines et enrichies en métaux ou substances indésirables. Les oiseaux ou d'autres animaux (Ex. : Chinchilla) peuvent s’y intoxiquer, et autour de certains de ces étangs la teneur en sel peut dégrader la végétation. Récemment, des entreprises gazières ont offert leur eau pour le refroidissement à de centrales électriques (après épuration par osmose inverse) ou la rejettent dans des cours d'eau.

Enjeux, avantages espérés et inconvénients

Par rapport à d’autres gaz naturels, il présente l’avantage d’être souvent un «gaz non corrosif», ou peu corrosif en raison de sa pauvreté en sulfure d'hydrogène (acide, corrosif et toxique), alors que le gaz naturel « conventionnel » tel que celui extrait à Lacq en France durant plusieurs décennies en contient des quantités significatives. Les promoteurs de cette technique estiment que combinée au principe des « puits-couplés », elle permettrait aussi une séquestration géologique du carbone, sous forme de CO₂ auquel on ferait en quelque sorte prendre la place du méthane extrait ; le CO₂ injecté par un puits d’injection servant à pousser le méthane vers le puits d’extraction.
D’autres estiment que dans la réalité, c'est-à-dire dans des couches hétérogènes, souvent mise en contact avec de l’eau lors de leur fracturation, ou naturellement fracturées, ou fracturées par une exploitation ancienne comme dans les bassins miniers exploités au XIX^e et XX^e siècle, le CO₂ ainsi piégé ne le serait pas de façon fiable, ni durable (John Gale et Paul Freund promoteurs de cette technique disent que ce CO₂ sera « séquestré pendant de nombreuses années »^[2], sans s’engager sur la durée de séquestration) et considèrent qu’il y a « des améliorations sont encore nécessaires » aux techniques d’origine pétrolières utilisées, sans garantir que le CO₂ ne puisse pas peu à peu remonter vers la surface ou poser problème en changeant la chimie des couches profondes (c’est un facteur d’acidification). Si toutes les mines de charbon connues étaient utilisées pour y stocker de la sorte du CO₂ associé dans le cadre d’une exploitation de type ECBM, le potentiel de stockage serait d’environ 150 Gt de CO₂^[2], mais selon les analyses économiques disponibles, seuls 5 à 15 Gt de dioxyde de carbone pourraient ainsi être éventuellement séquestrés avec un bénéfice net, 60 Gt de capacité supplémentaire de piégeage peuvent être disponibles à un coût modéré (de moins de 50 $ / t CO₂ aux conditions économiques des années 1990^[2], c'est-à-dire quasiment sans études d’impacts ni compensations environnementales).

Aux États-Unis

Près de 10% de la production gazière américaine provient du gaz de couche.

Au Japon

Des géologues japonais ont estimé que les veines de charbon existantes au Japon et les fonds marins autour de l’archipel pourraient absorber environ 10 GT de CO₂ pendant que sur ces mêmes zones 2,5 trillions de m³ de CH₄ (gaz de couche notamment) pourraient être exploités^[3]. Cependant le risque sismique élevé qui caractérise cette région du monde pose également question sur la fiabilité des matériels, puits, stockages…

En Australie

Quasiment l'ensemble des terminaux GNL (Gaz Naturel liquéfié) en Australie sont alimentes par du gaz de couche. Le succès de cette industrie est tel que dans la région du Queensland ou se trouve la grande barrière de corail, plus de 90% des besoins en gaz sont fournis par du gaz de couche exploités dans la région.

En Europe

Un projet européen « RECOPOL » (projet équivalent du projet américain Coal-seq lancé pour trois ans en octobre 2000 aux États-Unis, par le département à l'énergie, DOE, avec AMOCO et BP (qui teste cette technique depuis les années 1980), initié en novembre 2001, pour 3 ans, dont 18 mois d'expérience de terrain en Pologne, de 3,5 M€ financé à 50 % par le 5^e PCRD (programme cadre pour la recherche) de récupération de méthane de couche dit « ECBM » (Enhanced Coal Bed Methane) et stockage souterrain de CO₂ dans les veines de charbon par injection de CO₂^[16].

Notes et références

↑ Le terme « gaz de houille » est utilisé par le ministre français Arnaud Montebourg (Montebourg plaide pour le gaz de houille "made in France" (Le Monde).
↑ ^{a, b, c et d} John Gale et Paul Freund ; “Coal-Bed Methane Enhancement with CO₂ Sequestration Worldwide Potential” ; Environmental Geosciences, AAPG/DEG ; online: 28 JUN 2008 ; Volume 8, Issue 3, pages 210–217, septembre 2001DOI: 10.1046/j.1526-0984.2001.008003210.x (Résumé)
↑ ^{a et b} Hitoshi Koide, Kenichi Yamazaki ; « Subsurface CO₂ Disposal with Enhanced Gas Recovery and Biogeochemical Carbon Recycling » ; Environmental Geosciences ; Volume 8, Issue 3, pages 218–224, Sept. 2001 (en line 2008/06/28) AAPG/DEG ; DOI: 10.1046/j.1526-0984.2001.008003218.x
↑ ^{a et b} "Jargon Buster".BG Group consulté 2010-07-18).
↑ John C. Crelling et al. ; Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry; Online: 2010-04-15 ; DOI: 10.1002/14356007.a07_153.pub4 (Lien/Sommaire)
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↑ Citizens Concerned about Coalbed Methane
↑ Liste d’ONG travaillant sur les enjeux du gaz de couche (organizations working on coal bed methane issues)
↑ Brève intitulée Schiste : « La Nouvelle Galle du Sud contre l’exploitation du gaz de houille » ; in Enerpresse n° 10380, 2011-08-05
↑ David Bancroft, Council will support coal gas ban, journal : the Daily Examiner ; 2011-07-22
↑ Boom in gas drilling fuels contamination concerns in Colorado PDF , 2009-02-07, reprenant Josh McDaniel, The Christian Science Monitor, February 5, 2009
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↑ Coal Bed Methane (CBM) ; Questions les plus souvent posées, université d’État du Montana.
↑ ^{a et b} Judge rules coal bed methane wastewater ponds unconstitutional
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